RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.091, DE 14 DE MAIO DE 2024 (parte 9 de 10)

ANEXO VI
ALTERAÇÕES EM DEMAIS SUBMÓDULOS
Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica
Submódulos 2.1 e 2.1A
PROCEDIMENTOS GERAIS
Alterar (em
itálico)
3. PROCEDIMENTOS GERAIS
6. Os montantes faturados de qualquer mês do Período de Referência são aqueles registrados no sistema informatizado para registro de dados do mercado indicado pela
ANEEL
Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica
Submódulo 2.2 (itens 26, 48, 52)
CUSTOS OPERACIONAIS
Alterar (em
itálico)
3.2.1. INTERVALO DE CUSTOS EFICIENTES
26. A referência de eficiência (θ_ref) é de 78,69%.
Excluir 52. “Será considerado na revisão tarifária o regulamento vigente no momento da abertura da Audiência Pública que discutirá o processo.”
Incluir (em
itálico)
3.1. CÁLCULO DA RECEITA DE CUSTOS OPERACIONAIS
(...)
14. Nos casos em que houve trajetória de redução via componente T do Fator X na revisão anterior, deve-se apurar a nova proporção considerando tal efeito, conforme
equação abaixo:
(...)
𝑉𝑃𝐵𝑅𝑒𝑣: valor da parcela B na última revisão tarifária, com ajustes;
3.3. CÁLCULO DOS CUSTOS OPERACIONAIS E COMPONENTE T DO FATOR X
(...)
48. O valor dos custos operacionais regulatórios a ser considerado na revisão tarifária e o Componente T do Fator X serão calculados conforme as expressões a seguir:
(...)
N: Número de anos do próximo Ciclo
Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica
Submódulos 2.5 (item 29) e 2.5A (item 29)
FATOR X
Alterar e incluir
(em itálico)
5. ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA E APLICAÇÃO
(...)
29. O mecanismo de incentivo à qualidade técnica e comercial, representado pelo componente Q, é especificado em cada reposicionamento tarifário (ex-post) com os
dados de qualidade técnica e comercial dos dois anos antecedentes, quando os processos tarifários ocorrem a partir de abril de cada ano. Nos casos dos processos
tarifários que ocorrem antes de abril de cada ano, os dados de qualidade técnica e comercial serão aqueles do 3º e 2º ano antecedente ao ano do reposicionamento
tarifário.
Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica
Submódulos 2.6 (título e item 29) e 2.6 A (título)
PERDAS DE ENERGIA E IRRECUPERÁVEIS
Incluir (em
itálico)
PERDAS DE ENERGIA E RECEITAS IRRECUPERÁVEIS (título)
Alterar e incluir
(em itálico)
6. RECEITAS IRRECUPERÁVEIS(...)
47.O valor de receitas irrecuperáveis relacionadas aos demais itens de receita e bandeiras tarifárias será calculado conforme segue.
(...)
RR: receita requerida, subtraindo-se o valor referente às receitas irrecuperáveis relacionados aos demais itens da receita
Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica
Submódulo 2.7 (item 8 e 12) e Submódulo 2.7A (item 10)
OUTRAS RECEITAS
Excluir
8. Para o compartilhamento de infraestrutura, será aplicada a seguinte regra:
A) nas revisões tarifárias que ocorrerem em 2015 e 2016: média da receita faturada nos 12 (doze) meses
Anteriores ao segundo mês anterior à data de revisão tarifária, atualizada pelo igp-m até a data da revisão, Multiplicada por 12;
B) nas revisões tarifárias que ocorrerem em 2017: média da receita faturada nos 24 (vinte e quatro) meses Anteriores ao sexto mês anterior à data de revisão tarifária,
atualizada pelo igp-m até a data da revisão, Multiplicada por 12;
C) nas revisões tarifárias que ocorrerem de 2018 em diante: média da receita faturada nos 36 (trinta e
Seis) meses anteriores ao sexto mês à data de revisão tarifária, atualizada pelo igp-m à data da revisão,
Multiplicada por 12.
Incluir
(em itálico)
3.2. RECEITAS DE ATIVIDADES ACESSÓRIAS PRÓPRIAS
12. As atividades acessórias próprias são:
(...)
d) Aluguel, cessão ou permissão onerosa de imóveis e espaços físicos;
Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica
Submódulo 2.8
GERAÇÃO PRÓPRIA DE ENERGIA
Incluir (em
itálico)
3.4. CRITÉRIOS GERAIS
(...)
18. O cálculo do VGP de usinas dos sistemas isolados não deve considerar os custos operacionais, que já são reembolsados pela CCC.
Módulo 3: Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica
Submódulo 3.1 (itens 16, 30 e 56) e Submódulo 3.2A (itens 14 e 52)
PROCEDIMENTOS GERAIS DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
Alterar (em
itálico)
3. REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL – RTA
(...)
16. Caso o Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M) ou o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) do último mês do Período de Referência não tenham
sido divulgados oficialmente pela Fundação Getúlio Vargas - FGV e pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE até a data-limite definida pelo Submódulo
10.2 para cálculo das atualizações monetárias constantes do reajuste tarifário, será considerada para aquele mês a projeção mais recente do respectivo índice (média
mensal), informada no Sistema de Expectativas de Mercado do Banco Central do Brasil (Focus), disponível para consulta na internet (www.bcb.gov.br).
Alterar e incluir
(em itálico)
4.3. PARCELA “A”
(...)
iii.a. Para o uso dos sistemas de transmissão: os montantes de demanda de potência contratados no período de referência, valorados pelas respectivas tarifas
consideradas no reajuste ou revisão do ano anterior, sendo que, para novos pontos de conexão a valoração se dará pelas tarifas médias ponderadas dos demais pontos,
consideradas em DRA;
iii.b Para o uso dos sistemas de distribuição: os montantes de demanda de potência contratados no período de referência e de energia elétrica associada, valorados pelas
respectivas tarifas consideradas no reajuste ou revisão do ano anterior, sendo que, para novos pontos a valoração se dará pelas respectivas tarifas vigentes no período de
referência; e
Alterar e incluir
(em itálico)
4.8. DISPOSIÇÕES GERAIS
56. Estando a concessionária, na data do reajuste em processamento (DRP), inadimplente com suas obrigações intrassetoriais, não serão reajustados seus níveis de
tarifas, se resultar em aumento de receita, conforme vedação prevista no art. 10 da Lei nº 8.631, de 04 de março de 1993. Neste caso, somente poderão ser praticadas as
novas tarifas homologadas, resultantes do processo tarifário em processamento, quando comprovado o adimplemento da concessionária, sendo autorizada sua aplicação
por meio de Despacho específico da Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica – STR.
Módulo 3: Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica
Submódulo 3.2
CUSTOS DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA
Alterar (em
itálico)
4. CRITÉRIOS E PROCEDIMENTOS NA DATA DE REFERÊNCIA ANTERIOR - DRA
10. A energia requerida é definida como sendo o volume de energia elétrica e potência adquirida para o atendimento dos consumidores cativos e das outras
concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica no período de referência acrescido de:
i. perdas elétricas do sistema de distribuição, às quais se subdividem em perdas técnicas (inclusive as provenientes das Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso
compartilhado, quando aplicável) e não técnicas, calculadas a partir dos limites regulatórios estabelecidos no reajuste ou revisão anterior; e
(...)
12. A energia requerida na DRA seguirá a seguinte fórmula de cálculo nos reajustes tarifários anuais:
(...)
PRT_DRA: Perdas regulatórias totais, em MWh, obtida pela soma das perdas na rede básica, perdas técnicas, inclusive as provenientes das Demais Instalações de
Transmissão – DIT de uso compartilhado, quando aplicável, e perdas não técnicas, conforme detalhado na Seção 7 deste Submódulo.
Alterar (em
itálico)
5.1. ITAIPU BINACIONAL
(...)
23. O custo com a aquisição de energia de Itaipu Binacional nos 12 (doze) meses subsequentes à
realização do processo tarifário será obtido conforme fórmula a seguir:
(...)
TCV: Taxa de Câmbio PTAX média de Venda, correspondente à média das cotações de fechamento PTAX1 do dólar dos EUA para venda, divulgadas pelo Banco Central do
Brasil – Bacen para o período entre o 54º e 25º dia anterior à data do Reajuste ou Revisão
Alterar (em
itálico)
5.4. COTAS DAS CONCESSÕES RENOVADAS NOS TERMOS DA LEI 12.783/2013
(...)
39. O preço de repasse das Cotas de Concessões Renovadas é dado pela seguinte equação:
(...)
CFURHcotas: Expectativa de gastos com Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos – CFURH, considerando geração efetiva igual a 100% da garantia
física das UHEs alocadas no regime de cotas; e
TotalCotas: Montante relativo a 90% da garantia física anual, em MWh, das UHEs alocadas no regime de cotas; e pis_cofins: alíquota de 9,25%, referente aos tributos
PIS/PASEP (1,65%) e COFINS (7,60%).
Incluir (em
itálico)
5.6. LEILÕES E GERAÇÂO DISTRIBUÍDA POR CHAMADA PÚBLICA
(...)
44-B Os montantes de energia adquirida dos Leilões são informados pela CCEE.
(...)
47. No custo com a aquisição de energia dos Leilões para os doze meses subsequentes à data de realização do processo tarifário não estão inclusos os efeitos das cessões
do MCSD de Energia Nova.
Alterar e incluir
(em itálico)
7. PERDAS REGULATÓRIAS DE ENERGIA
55. Denominam-se perdas de energia o somatório das perdas elétricas no sistema de distribuição, as quais se dividem em perdas técnicas (inclusive Perdas nas Demais
Instalações de Transmissão compartilhadas) e não técnicas, das perdas na Rede Básica, conforme definições a seguir:
▪ Perdas técnicas: Montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição e nas Demais Instalações de Transmissão de Uso compartilhado, em decorrência das
leis da Física relativas aos processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica;
▪ Perdas na Rede Básica: Montante de energia elétrica dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações de Transmissão de uso compartilhado em decorrência
das leis da Física relativas aos processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica;
Alterar (em
itálico)
7.1. CÁLCULO DAS PERDAS
(...)
PRT_DRA = PRB_DRA + PT_DRA + PNT_DRA (19)
onde:
PRB_DRA: Perdas regulatórias na rede básica e DITC, na DRA, calculadas para as distribuidoras conectadas na Rede Básica, expressas em MWh;
PT_DRA: Perdas técnicas regulatórias, inclusive Perdas nas Demais Instalações de Transmissão compartilhadas, na DRA, expressas em MWh;
(...)
▪ Perdas Regulatórias Totais na DRP:
PRT_DRP = PRB_DRP + PT_DRP + PNT_DRP (20)
onde:
PRB_DRP: Perdas regulatórias na rede básica e DITC, na DRP, calculadas para as distribuidoras conectadas na Rede Básica, expressas em MWh;
PT_DRP: Perdas técnicas regulatórias, inclusive Perdas nas Demais Instalações de Transmissão compartilhadas, na DRP, expressas em MWh;
(...)
▪ Perdas Técnicas na DRA:
𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴 =
%𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴(𝐸𝑉+𝑀𝐿+𝑃𝑁𝑇𝐷𝑅𝐴−𝑀𝐴1)
(1−%𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴)
+ %𝑃𝐷𝐼𝑇𝐷𝑅𝐴(𝐸𝑉 + 𝑀𝐿 + 𝑃𝑁𝑇𝐷𝑅𝐴 + 𝑃𝑇′𝐷𝑅𝐴 − 𝑀𝐴1) (23)
Onde:
(...)
PT’DRA : Total de perdas técnicas, na DRA, expressa em MWh, excluindo-se as Perdas nas Demais Instalações de Transmissão;
%PDITDRA: Percentual de Perdas associadas às Demais Instalações de Transmissão, calculado no processo tarifário anterior;
%𝑷𝑫𝑰𝑻𝑫𝑹𝑨 =
𝑷𝑫𝑰𝑻𝑷𝑨
𝑬𝑽𝑷𝑨+𝑴𝑳𝑷𝑨+𝑷𝑵𝑻𝑷𝑨+𝑷𝑻′𝑷𝑨−𝑴𝑨𝟏𝑷𝑨
(24)
onde:
PDITPA : Perdas nas Demais Instalações de Transmissão consideradas no processo tarifário anterior;
EVPA: Energia vendida pela concessionária, no processo anterior, para atendimento do mercado cativo, consumo próprio e suprimento às concessionárias e
permissionárias de distribuição, em MWh;
MLPA: Mercado de energia registrado pelos consumidores livres, no processo anterior, expresso em MWh
PNTPA: Total de perdas não técnicas do processo anterior, expressa em MWh;
PT’PA : Total de perdas técnicas do processo anterior, expressa em MWh, excluindo-se as Perdas nas Demais Instalações de Transmissão consideradas no processo tarifário
anterior;
MA1PA: Mercado de energia registrado pelos consumidores cativos e livres conectados no nível de tensão A1 (230 kV ou mais), expresso em MWh, no processo tarifário
anterior.
▪ Perdas Técnicas na DRP:
𝑃𝑇𝐷𝑅𝑃 =
%𝑃𝑇𝐷𝑅𝑃(𝐸𝑉+𝑀𝐿+𝑃𝑁𝑇𝐷𝑅𝐴−𝑀𝐴1)
(1−%𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴)
+ 𝑃𝐷𝐼𝑇_𝐶𝑜𝑛𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑎 (25)
Onde:
(...)
PDIT_Contabilizada: Perdas verificadas nas Demais Instalações de Transmissão no período de referência, calculadas conforme equação (30).
▪ Perdas na Rede Básica na DRA:
PRB_DRA = %PRB_DRA X (PT_DRA + PNT_DRA + EV) (26)
onde:
%PRB_DRA: percentual de perdas na Rede Básica e DITC utilizado na DRP do reajuste ou revisão anterior.
(...)
▪ Perdas na Rede Básica na DRP:
PRB_DRP = %PRB_DRP X (PT_DRP + PNT_DRP + EV ) (27)
onde:
%PRB_DRP: percentual de perdas na Rede Básica e DITC calculado conforme equação (28).
(...)
58. Na apuração do percentual regulatório de perdas na Rede Básica serão consideradas as perdas na rede básica e nas Demais Instalações de Transmissão de uso
compartilhado contabilizadas pela CCEE, conforme equação abaixo:
%𝐏𝐑𝐁_𝐃𝐑𝐏 =
𝐏𝐑𝐁_𝐂𝐨𝐧𝐭𝐚𝐛𝐢𝐥𝐢𝐳𝐚𝐝𝐚
𝐏𝐓𝐃𝐑𝐏 + 𝐏𝐍𝐓𝐃𝐑𝐏 + 𝐄𝐕
(𝟐𝟖)
onde:
PRB_Contabilizada: perda na rede básica calculada conforme equação (29).
PDITC_Contabilizada: perda na dit de uso compartilhado calculada conforme equação (29).
PT_DRP: perdas técnicas regulatórias, inclusive Perdas nas Demais Instalações de Transmissão compartilhadas, na DRP, expressas em MWh;
(...)
Módulo 3: Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica
Submódulo 3.2A
CUSTOS DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA
Alterar (em
itálico)
4.1. ITAIPU BINACIONAL
(...)
18. O custo com a aquisição de energia de Itaipu Binacional nos 12 (doze) meses subsequentes à
realização do processo tarifário será obtido conforme fórmula a seguir:
(...)
TCV: Taxa de Câmbio PTAX média de Venda, correspondente à média das cotações de fechamento PTAX1 do dólar dos EUA para venda, divulgadas pelo Banco Central do
Brasil – Bacen para o período entre o 54º e 25º dia anterior à data do Reajuste ou Revisão
Alterar (em
itálico)
4.4. COTAS DAS CONCESSÕES RENOVADAS NOS TERMOS DA LEI 12.783/2013
(...)
34. O preço de repasse das Cotas de Concessões Renovadas é dado pela seguinte equação:
(...)
CFURHcotas: Expectativa de gastos com Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos – CFURH, considerando geração efetiva igual a 100% da garantia
física das UHEs alocadas no regime de cotas; e
TotalCotas: Montante relativo a 90% da garantia física anual, em MWh, das UHEs alocadas no regime de cotas; e pis_cofins: alíquota de 9,25%, referente aos tributos
PIS/PASEP (1,65%) e COFINS (7,60%).
Incluir (em
itálico)
4.6. LEILÕES E GERAÇÂO DISTRIBUÍDA POR CHAMADA PÚBLICA
(...)
39-B Os montantes de energia adquirida dos Leilões são informados pela CCEE.
(...)
42. No custo com a aquisição de energia dos Leilões para os doze meses subsequentes à data de realização do processo tarifário não estão inclusos os efeitos das cessões
do MCSD de Energia Nova.
Alterar e incluir
(em itálico)
6. PERDAS REGULATÓRIAS DE ENERGIA
50. Denominam-se perdas de energia o somatório das perdas elétricas no sistema de distribuição, as quais se dividem em perdas técnicas (inclusive Perdas nas Demais
Instalações de Transmissão de uso compartilhado) e não técnicas e das perdas na Rede Básica conforme definições a seguir:
▪ Perdas técnicas: Montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição e nas Demais Instalações de Transmissão de uso Compartilhado (DITc) em decorrência
das leis da Física relativas aos processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica;
▪ Perdas nas Demais Instalações de Transmissão compartilhadas (DITc): Montante de energia dissipada nas Demais Instalações de uso compartilhado em decorrência das
leis da Física relativas aos processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica.
Alterar (em
itálico)
6.1. CÁLCULO DAS PERDAS
51. Para o repasse das perdas de energia nos processos tarifários das distribuidoras, as perdas regulatórias serão calculadas conforme as equações descritas a seguir:
PRT = PRB + PT + PNT + PDITc_Contabilizada (14)
onde:
(...)
PT: Perdas técnicas regulatórias, inclusive Perdas nas Demais Instalações de Transmissão de uso compartilhado, expressas em MWh;
PNT_DRP: Perdas não técnicas regulatórias, na DRP, expressas em MWh; e
PDITc_Contabilizada: perda na DIT de uso compartilhado calculada conforme equação (20), expressas em MWh
52. Os componentes das Perdas Regulatórias são calculados conforme abaixo:
(...)
𝑃𝑇 =
%𝑃𝑇(𝐸𝑉+𝑀𝐿+𝑃𝑁𝑇−𝑀𝐴1)
(1−%𝑃𝑇)
+ 𝑃𝐷𝐼𝑇_𝐶𝑜𝑛𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑎 (16)
Onde:
(...)
PDIT_Contabilizada: Perdas verificadas nas Demais Instalações de Transmissão no período de referência, conforme equação (20);
PRB = %PRB X (PT + PNT + PDITc_Contabilizada + EV) (17)
onde:
%PRB: percentual de perdas na Rede Básica calculado conforme equação (19);
PDITc_Contabilizada: perda na DIT de uso compartilhado calculada conforme equação (20);
PT: Perdas técnicas regulatórias, inclusive perdas nas Demais Instalações de Transmissão de Uso compartilhado, expressas em MWh;
PNT: Perdas não-técnicas regulatórias, expressas em MWh;
PDIT: perda nas DITc, expressas em MWh; e
EV: Energia vendida pela concessionária, no período de referência, para atendimento do mercado cativo, consumo próprio e suprimento às concessionárias e
permissionárias de distribuição, em MWh.
53. Na apuração do percentual regulatório de perdas na Rede Básica serão consideradas as perdas na rede básica contabilizadas pela CCEE, conforme equação abaixo:
%𝐏𝐑𝐁 =
𝐏𝐑𝐁_𝐂𝐨𝐧𝐭𝐚𝐛𝐢𝐥𝐢𝐳𝐚𝐝𝐚
𝐏𝐓 + 𝐏𝐍𝐓 + 𝐄𝐕
(𝟏𝟖)
onde:
PRB_Contabilizada: perda na rede básica calculada conforme equação (19).
PDITc_Contabilizada: perda na DIT de uso compartilhado calculada conforme equação (20).
PT: perdas técnicas regulatórias, inclusive Perdas nas Demais Instalações de Transmissão de Uso Compartilhado, expressas em MWh;
(...)
Módulo 3: Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica
Submódulo 3.3 (itens 12, 13, 16, 17 (EXCLUIR), 23, 25, 26, 27 (EXCLUIR) e 28 (EXCLUIR))
CUSTOS DE TRANSMISSÃO
Alterar (em
itálico)
3.1. CUSTOS RELATIVOS AO USO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO
(...)
12. Os MUST contratados serão aqueles identificados pela Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica (STR), considerando os aditivos de CUST válidos
no período de referência da distribuidora, sem efeitos retroativos
Excluir (em
itálico)
3.1. CUSTOS RELATIVOS AO USO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO
(...)
13. Conforme definido na Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004, ou o que vier a sucedê-la, As TUST são constituídas por duas componentes: TUSTRB,
aplicável a todos os usuários do SIN, e TUSTFR, aplicável apenas à distribuidora de energia elétrica.
(...)
16. Havendo parcela de ajuste de fronteira (PAfronteira) homologada e informada pela SRT, esse valor, desde que passível de repasse às tarifas da distribuidora, será
incorporado ao custo de uso do sistema de transmissão (CSTr), para fins de definição da cobertura tarifária final.
17. Caso a concessionária de distribuição tenha contratado must para atender exclusivamente
usuários conectados em nível de tensão de 230 kV ou mais (subgrupo A1), a SRT informará à SRE as respectivas TUST e pontos de conexão ao sistema de transmissão
referentes a esses agentes, com o objetivo de subsidiar os procedimentos de abertura tarifária.
3.3. CUSTOS RELATIVOS À CONEXÃO AO SISTEMA DE TRANSMISSÃO
(...)
23. Os custos de conexão passíveis de consideração nos processos tarifários são aqueles homologados pela ANEEL e informados pela SRT à SRE. Esses custos são
atualizados para a data do reajuste tarifário pelo índice de preços definido no respectivo contrato de concessão de transmissão de energia elétrica.
(...)
25. O custo de conexão anual (CCAdrp) a ser reconhecido na DRP do reajuste tarifário em
processamento é calculado conforme a fórmula abaixo:
(...)CC: custo de conexão estabelecido na Resolução Homologatória do reajuste da Receita Anual Permitida (RAP) das transmissoras e informado pela SRT;
CCnovosativos: custo de conexão para novos ativos de transmissão apurados pela ANEEL, passível de repasse às tarifas;
(...)
26. Havendo parcela de ajuste de conexão (PAconexão) homologada e informada pela SRT, esse valor, desde que passível de repasse às tarifas da distribuidora, será
atualizado para a data do reajuste em processamento e incorporado ao custo de conexão anual (CCADRP), para fins de definição da cobertura tarifária final.
27. Os custos de conexão ao sistema de transmissão relativos a cada um dos usuários conectados no nível de tensão de 230 kv ou mais (subgrupo A1) serão informados
pela SRT à SGT quando se referir a cct firmado pela distribuidora para a conexão exclusiva desses agentes. esses custos serão cobrados dos usuários segundo o contrato
de conexão às instalações de distribuição (ccd), sendo os valores publicados na resolução homologatória do processo tarifário da concessionária.
28. Os custos de conexão ao sistema de distribuição relativos a cada um dos usuários conectados no nível de tensão de 230 kV ou mais (Subgrupo A1) serão informados
pela SRD à SGT quando se referir a CCD firmado entre a distribuidora e esses agentes em relação a ativos de uso exclusivo. Esses custos serão cobrados dos usuários
conforme o CCD, sendo os valores publicados na Resolução Homologatória do processo tarifário da concessionária.
Módulo 3: Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica
Submódulo 3.3 A (itens 9, 14, 15, 18 (EXCLUIR), 24, 25, 26, 28 (EXCLUIR) e 29 (EXCLUIR))
CUSTOS DE TRANSMISSÃO
Alterar (em
itálico)
3.1. CUSTOS RELATIVOS AO USO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO
(...)
9. Os montantes de Contratação Eficiente que deverão ser observados na apuração dos custos de encargo de uso dos sistemas de transmissão e distribuição devem
obedecer aos regramentos vigentes à época de seu levantamento.
(...)
14. Os MUST contratados serão obtidos do Sistema de Acompanhamento de Contratos de Transmissão – SACT do ONS e analisados pela Superintendência de Gestão
Tarifária e Regulação Econômica - STR. Serão considerados os contratos e seus respectivos aditivos a partir do mês de sua assinatura, considerando o período de
referência da distribuidora (período de 12 meses anteriores ao mês do reajuste tarifário), desconsiderando-se os efeitos retroativos. Os ativos de transmissão que não
entraram em operação comercial não serão considerados no cálculo dos custos de transmissão.
Excluir (em
itálico)
3.1. CUSTOS RELATIVOS AO USO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO
(...)
15. Conforme definido na Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004, ou o que vier a sucedê-la, as TUST são constituídas por duas componentes: TUSTRB, aplicável
a todos os usuários do SIN, e TUSTFR, aplicável apenas às distribuidoras de energia elétrica..
(...)
18. Caso a concessionária de distribuição tenha contratado MUST para atender exclusivamente usuários conectados em nível de tensão de 230 kV ou mais (Subgrupo A1),
serão consideradas as respectivas TUST e pontos de conexão ao sistema de transmissão referentes a esses agentes, com o objetivo de subsidiar os procedimentos de
abertura tarifária
3.3. CUSTOS RELATIVOS À CONEXÃO AO SISTEMA DE TRANSMISSÃO
(...)
24. Os custos de conexão passíveis de consideração nos processos tarifários são aqueles homologados pela ANEEL e apurados pela SGT. Esses custos são atualizados para
a data do reajuste tarifário pelo índice de preços definido no respectivo contrato de concessão de transmissão de energia elétrica.
(...)
25. O custo de conexão anual (CCAdrp) a ser reconhecido na DRP do reajuste tarifário em
processamento é calculado conforme a fórmula abaixo:
(...)
CC: custo de conexão estabelecido na Resolução Homologatória do reajuste da Receita Anual Permitida (RAP) das transmissoras e informado pela SRT;
CCnovosativos: custo de conexão para novos ativos de transmissão apurados pela ANEEL, passível de repasse às tarifas;
(...)
26. Havendo parcela de ajuste de conexão (PAconexão) homologada pela SGT, esse valor, desde que passível de repasse às tarifas da distribuidora, será atualizado para a
data do reajuste em processamento e incorporado ao custo de conexão anual (CCADRP), para fins de definição da cobertura tarifária final.
28. Os custos de conexão ao sistema de transmissão relativos a cada um dos usuários conectados no nível de tensão de 230 kv ou mais (subgrupo A1) serão informados
pela SRT à SGT quando se referir a cct firmado pela distribuidora para a conexão exclusiva desses agentes. esses custos serão cobrados dos usuários segundo o contrato
de conexão às instalações de distribuição (ccd), sendo os valores publicados na resolução homologatória do processo tarifário da concessionária.
29. Os custos de conexão ao sistema de distribuição relativos a cada um dos usuários conectados no nível de tensão de 230 kV ou mais (Subgrupo A1) serão informados
pela SRD à SGT quando se referir a CCD firmado entre a distribuidora e esses agentes em relação a ativos de uso exclusivo. Esses custos serão cobrados dos usuários
conforme o CCD, sendo os valores publicados na Resolução Homologatória do processo tarifário da concessionária.
Módulo 4: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição
Submódulos 4.4 e 4.4A
DEMAIS COMPONENTES FINANCEIROS
Incluir (em
itálico)
4. LISTAGEM DOS DEMAIS COMPONENTES FINANCEIROS
11. Serão considerados como DCF os seguintes itens:
(...)
xiii. multas contratuais e créditos não devolvidos a consumidores (Art. 141, 142, 168 e 171 da REN 1000/21 e cláusula de rescisão contratual dos CCEAR
5.13. MULTAS CONTRATUAIS E CRÉDITOS NÃO DEVOLVIDOS A CONSUMIDORES (ART. 141, 142, 168 E 171 DA REN 1000/21 E CLÁUSULA DE RESCISÃO CONTRATUAL
DOS CCEAR
5.13.1. DEFINIÇÃO
97. Valores recebidos em decorrência de multas contratuais referentes a encerramento contratual antecipado (art. 142 da REN 1000/21), por descumprimento de prazo
para migração de consumidores ao ACL (art. 168 da REN 1000/21), por desistência de retorno ao ACL (art. 171 da REN 1000/21) e por rescisão contratual de CCEAR e em
decorrência de créditos não devolvidos, após 60 meses,aos consumidores no faturamento final (art. 141 da REN 1000/21).