RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.127, DE 1º DE JULHO DE 2025 (parte 3 de 4)

c) Ajuste tarifário: diferenças entre as tarifas resultantes do recálculo e as tarifas originalmente homologadas, aplicadas ao mercado de referência do reajuste/revisão em processamento.
5.9.2. VALORES ADMISSÍVEIS
77. Valores resultantes do cumprimento do Pedido de Reconsideração deferido pela ANEEL, ou, quando for o caso, valores recalculados por iniciativa da ANEEL.
5.9.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
78. Para o item (a), o DCF será calculado pela seguinte fórmula:
VI_RECm
a = (RA1
Cor – RA1
PT) X (1 + rm)
(17)
onde:
VI_RECm
a: Valor do DCF, em unidade monetárias, no mês de competência do processo tarifário anterior;
RA1
PT: Receita Anual considerada no processo tarifário anterior; e
RA1
Cor: Receita Anual do processo tarifário anterior recalculada, incorporando as devidas correções.
rm: Variação do Mercado de Referência, em MWh, do processo tarifário corrente em relação ao processo tarifário anterior; e
Mercado de Referência: mercado faturado, conforme definido no Submódulo 3.1 do PRORET.
79. Para o item (b),o DCF será calculado considerando as tarifas por item decusto,conformedefinido no Submódulo 7.1 do PRORET, sem considerar a aplicação dedescontos tarifários,conforme
fórmula abaixo:
VI_RECm
b = REC_FATm
Cor – REC_FATm
PT
(18)
onde:
VI_RECm
b: Valor do DCF, em unidade monetárias, no mês de competência m;
REC_FATm
PT: Valor da receita resultante da multiplicação do Mercado de Referência pelas tarifas homologadas do processo tarifário anterior; e
REC_FATm
Cor: Valor da receita resultante da multiplicação Mercado de Referência pelas tarifas do processo anterior recalculadas, incorporando as devidas correções.
5.10. SUPRIMENTO FORA DA FAIXA DE TOLERÂNCIA.
5.10.1. DEFINIÇÃO
80. Refere-se à receita proveniente do faturamento do suprimento de energia às distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 Gwh, fora da faixa de tolerância, que deve ser deduzida da
receita requerida das supridoras, conforme estabelece o item 6.2 do Submódulo 11.1 do PRORET.
5.10.2. VALORES ADMISSÍVEIS
81. Mercado faturado, informado pelas distribuidoras no SAMP, montantes de energia contratados entre a supridora e a suprida, e tarifas calculadas e publicadas pela ANEEL, conforme Módulo
7 do PRORET.
5.10.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
82. Deverá ser apurada os limites inferior (90%) e superior (110%) da faixa de tolerância, utilizando como base o valor anual contratado.
83. Caso o valor faturado anual esteja fora do intervalo definido pelos limites inferior e superior, é calculado o módulo da diferença, Δ_FAT_AN, entre o montante em MWh faturado anual,
FAT_AN, e o limite anual mais próximo deste valor, LIM_CONT, em MWh, conforme a fórmula a seguir:
Δ_FAT_AN = abs (FAT_AN – LIM_CONT)
(19)
84. A partir do delta anual, Δ_FAT_AN, é calculado o delta mensal, Δ_FATm, proporcionalizado de acordo com o faturamento mensal, FATm, conforme a fórmula a seguir:
∆_ = ∆_ _ ×
_
(20)
85. Para calcular os valores em unidades monetárias do faturamento fora da faixa de tolerância, VI_ULTm deve-se multiplicar os deltas faturados mensais por duas vezes as respectivas tarifas de
suprimento vigentes naquele mês, conforme fórmula a seguir:
VI_ULTm = Δ_FATm X 2 X TEm
(21)
85-A. Caso o montante de energia anual contratada não seja informado pela distribuidora suprida, a faixa fora da tolerância será de 20% do montante de energia anual faturada, nos termos do
Submódulo 11.1 do PRORET.
85-B. Caso a distribuidora suprida seja atendida pela distribuidora supridora por mais de um ponto de conexão, o montante contratado alocado em cada ponto de conexão será proporcional à
energia medida.
5.11. PREVISÃO DE RISCO HIDROLÓGICO
5.11.1. DEFINIÇÃO
86. Previsão para cobertura dos riscos hidrológicos associados às usinas comprometidas com contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF), à usina de Itaipu e às usinas hidrelétricas cuja energia
foi contratada no Ambiente de Contratação Regulada –ACR, e que firmaram Termo de Repactuação de Risco em conformidade com a Lei nº 13.203/2015.
5.11.2. VALORES ADMISSÍVEIS
87. Montantes de cotas de garantia física, Itaipu e usinas repactuadas, previsão de risco hidrológico e fator de transferência de risco, informados pela Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica – CCEE, e limite superior da faixa de acionamento da bandeira tarifária verde, calculado conforme Módulo 6.8 do PRORET.
5.11.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
88. O componente financeiro relativo à previsão do risco hidrológico associado às usinas comprometidas com Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF) será calculado com a seguinte fórmula:
, = , × − × , _ (22)
onde:
RHCCGF,d: Previsão de risco hidrológico associado às usinas CCGF para a distribuidora “d”;
EnergiaCCGF,d: Montante de energia de cotas de garantia física, em MWh, alocada para a distribuidora “d” em DRP;
GSFprevisto: Previsão de risco hidrológico para os próximos 12 meses informado pela CCEE em D-30; e
Valorteto_verde: Limite superior da faixa de acionamento da bandeira tarifária verde, calculado conforme submódulo 6.8 do Proret.
89. O componente financeiro relativo à previsão do risco hidrológico associado à usina de Itaipu será calculado com a seguinte fórmula:
, = , × − × , _ (23)
onde:
RHItaipu,d: Previsão de risco hidrológico associado à usina de Itaipu para a distribuidora “d”;
EnergiaItaipu,d: Montante de energia de Itaipu, em MWh, alocada para a distribuidora “d” em DRP;
GSFprevisto: Previsão de risco hidrológico para os próximos 12 meses informado pela CCEE em D-30;
Valorteto_verde: Limite superior da faixa de acionamento da bandeira tarifária verde, calculado conforme submódulo 6.8 do PRORET.
90. O componente financeiro relativo à previsão do risco hidrológico associado às usinas repactuadas será calculado com a seguinte fórmula:
, = × , × − × , _ (24)
onde:
RHCCEAR,d: Previsão de risco hidrológico associado às usinas repactuadas para a distribuidora “d”;
EnergiaCCEAR,d: Montante de energia anual, informado pela CCEE, associado às usinas repactuadas, em MWh;
FTRCCEAR,d: Fator de rateio do valor do repasse do risco hidrológico do ACR, calculado pela CCEE de acordo com as regras de comercialização;
GSFprevisto: Previsão de risco hidrológico para os próximos 12 meses informado pela CCEE em D-30; e
Valorteto_verde: Limite superior da faixa de acionamento da bandeira tarifária verde, calculado conforme submódulo 6.8 do PRORET.
91. A previsão de risco hidrológico definida no processo tarifário será revertida no processo tarifário subsequente, devidamente atualizada nos termos do parágrafo 6 deste submódulo.
92. Caso o agente de distribuição dispense a previsão para cobertura dos riscos hidrológicos, o financeiro não será incluso no processo tarifário, sem prejuízo de que as diferenças entre a cobertura
tarifária e a despesa efetivamente incorrida sejam apuradas pela CVA Energia no processo tarifário subsequente.
93. Na hipótese do subitem anterior, os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – CCRBT serão calculados utilizando a previsão para cobertura dos riscos hidrológicos
calculada na forma definida neste Submódulo, a fim denão afetar a Conta Bandeiras e os consumidores de outros agentes de distribuição.
5.12. AJUSTE MODICIDADE CDE ELETROBRAS
5.12.1. DEFINIÇÃO
94. Diferença apurada entre os fluxos de recebimento da CDE Eletrobras pela distribuidora e o repasse da modicidade tarifária aos consumidores, nos termos da Lei nº 14.182/2021.
5.12.2. VALORES ADMISSÍVEIS
95. Valor recebido pela distribuidora a título de modicidade tarifária (CDE Eletrobras) e o valor repassado às tarifas no período com base no mercado de referência.
5.12.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
96. O DCF do Ajuste CDE Eletrobras será igual à diferença do fluxo de caixa do repasse da CDE para a modicidade tarifária e o valor do componente tarifário aplicado no mercado de referência,
conforme a seguinte fórmula:
_ , = _ , − _ ,
onde:
REPCDE_ELET, m : Repasse da CDE à Distribuidora para a modicidade tarifária no mês “m” do ano civil anterior
FATCDE_ELET, m : Valor resultante da aplicação do componente tarifário “CDE_ELET”, estabelecido pelo processo tarifário anterior, ao mercado de referência, no mês de competência “m”
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).
5.13.2. VALORES ADMISSÍVEIS
98. Valores recebidos dentro do Período de Fiscalização e decorrentes de multas contratuais e créditos não devolvidos a consumidores, devidamente declarados pela distribuidora.
5.13.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
99. O valor total de financeiro de multas contratuais e créditos não devolvidos a consumidores será o somatório dos valores devidamente declarados conforme a seguinte fórmula:
RCont = RContAnt + RContMigr + Ret + RContCred + RContCCEAR ) × (1 + SELIC ) − 1
onde:
RCont: Somatório das receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas aos valores de multas contratuais e créditos não devolvidos;
: receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas aos valores de multa por encerramento contratual antecipado de CCER, do mês m;
: receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas aos valores de multa por descumprimento de prazo para migração de consumidores ao ACL, do mês m;
: receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas aos valores de multa por desistência de retorno ao ACR, do mês m;
: receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas a créditos não devolvidos, após 60 meses, aos consumidores no faturamento final, no mês m;
: receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas a rescisão contratual de CCEAR, do mês m;
SELICD: Taxa Selic diária,publicado pelo Bacen,entreo primeiro dia útildo mês posterior ao do pagamento/recebimento do valor financeiro pela concessionária (m +1) atéo último dia útildo mês
anterior ao do seu reajuste ou revisão tarifária (n - 1); e
m: mês do período de referência.
5.14. RESTITUIÇÃO DE COBERTURA TARIFÁRIA (CDE-ESCASSEZ HÍDRICA)
5.14.1. DEFINIÇÃO
100. Refere-se à devolução da cobertura tarifária excedente observada no período tarifário em que ocorreu a quitação antecipada da CDE-Conta Escassez (setembro/2024) a ser considerada
integralmente em benefício da modicidade tarifária dos consumidores cativos.
5.14.2. VALORES ADMISSÍVEIS
101. Os valores mensais serão identificados conforme cobertura anual considerada do processo tarifário da distribuidora que antecede a quitação antecipada da CDE-Conta Escassez.
5.14.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
102. O DCF será calculado uma única vez para cada distribuidora conforme fórmula a seguir:
= − M
onde:
CT : Cobertura tarifária do processo tarifário anterior à quitação antecipada da CDE Escassez
M : competências de setembro/2024 até a competênciaque antecede o primeiro processo tarifário posterior à quitação antecipada
5.15. ANTECIPAÇÃO DE RECEBÍVEIS (MP 1.212/2024)
5.15.1. DEFINIÇÃO
103. Financeiro negativo destinado à modicidade tarifária dos consumidores do ambiente regulado referente à quitação das Contas Covid e Escassez Hídrica, realizada mediante a antecipação de
recebíveis da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE relacionados aportes da Eletrobrás da Lei nº 14.182/2021, conforme disposto na Medida Provisória 1.212/2024.
5.15.2. VALORES ADMISSÍVEIS
104. Os valores mensais serão identificados conforme cobertura anual considerada do processo tarifário da distribuidora que antecede a quitação antecipada da CDE-Conta Covid e CDE-Conta
Escassez.
5.15.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
105. O valor do componente financeiro negativo terá o mesmo valor, em módulo, dos componentes econômicos totais considerados para cobertura dos encargos das Conta Covid e Escassez
hídrica, e deve ser alocado exclusivamente na TE, em prol da modicidade dos consumidores do ambiente regulado
5.16. DIFERIMENTO TARIFÁRIO
5.16.1. DEFINIÇÃO
106. Refere-se a financeiro de diferimento tarifário (negativo ou positivo) solicitado pela concessionária, anuído pela Diretoria Colegiada da ANEEL, com vistas a estabilizar as variações anuais do
efeito tarifário médio calculado conforme contrato de concessão e regras tarifárias vigentes.
5.16.2. VALORES ADMISSÍVEIS
107. Os valores admissíveis são aqueles calculados conforme a metodologia de cálculo, após pedido realizado pela concessionária e informado ao Conselho de Consumidores de sua área de
concessão.
108. Financeiros de diferimento são aplicáveis somente às concessionárias de distribuição de energia elétrica.
5.16.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
109. É facultado à concessionária solicitar financeiro de diferimento tarifário, que será admitido quando satisfizer uma das condições abaixo:
≤ é ≤ ⋁ > (1)
Onde:
Ef é : efeito médio do processo em análise;
Lim : limite inferior da Faixa Típica;
Lim : limite superior da Faixa Típica;
Vol : volatilidade, sendo a diferença entre o efeito médio calculado e a previsão de efeito médio para o processo tarifário seguinte;
Amp ∶ Amplitude de Referência, sendo a diferença entre os limites inferior e superior da Faixa Típica.
110. A Faixa Típica é obtida com dados históricos de efeitos médios dos processos tarifários das distribuidoras homologados a partir de 2015, excluindo-se os outliers. A amostra é normalizada
considerando como típicos 60% dos processos.
111. Superadas as condições acima indicadas, a quantificação do diferimento a ser aplicado ao processo será obtida pelo mínimo montante para trazer a volatilidade ao valor da Amplitude de
Referência. Em caso do efeito médio do processo em análise permanecer fora da Faixa Típica, haverá um ajuste adicional do montante de diferimento até que o efeito do processo em análise
fique dentro da Faixa Típica, sujeito à restrição de a volatilidade ser maior ou igual à metade do valor da Amplitude de Referência. O cálculo é feito conforme as seguintes equações:
Etapa 1 - ajuste inicial da volatilidade:
= min = (2)
Etapa 2: ajuste condicional adicional:
> é > ⇒ min > é > . . ≥ (3)
Onde:
Ef é : efeito médio do processo em análise;
Lim : limite inferior da Faixa Típica;
Lim : limite superior da Faixa Típica;
Vol : volatilidade, sendo a diferença entre o efeito médio calculado e a previsão de efeito médio para o processo tarifário seguinte;
Amp ∶ Amplitude de Referência, sendo a diferença entre os limites inferior e superior da Faixa Típica.
112. A base de dados históricos será atualizada a cada 3 anos com o acréscimo dos resultados dos últimos processos tarifários. A Faixa Típica e a Amplitude de referência atualizadas serão
publicadas, então, em Despacho da Superintendência responsável pela instrução dos processos tarifários, no mês de janeiro.
113. A solicitação de financeiro de diferimento deverá ser encaminhada pela concessionária à ANEEL em até 21 dias antes da data prevista para deliberação do resultado do reajuste ou revisão
tarifária em processamento, acompanhado da:
previsão de efeito médio para o processo tarifário seguinte, devidamente motivada considerando as premissas de custos, a análise de cenários e suas probabilidades; e
indicação de alocação tarifária alternativa do diferimento, a seu critério, e justificada.
114. A previsão de efeito médio para o processo tarifário seguinte e a alocação tarifária alternativa, caso seja solicitada, serão analisadas pela ANEEL, podendo ser ajustadas.
115. A alocação tarifária ordinária do financeiro de diferimento será feita proporcionalizando o financeiro entre os níveis de tensão de acordo com a receita alocada a cada um deles, na função de
custo OUTROS da TUSD e TE, conforme PRORET 7.1.
116. Em caso de diferimento admitido, a ANEEL realizará análise complementar sobre o efeito médio do processo anterior e suas consequências no processo em análise.
117. A ANEEL solicitará a manifestação do Conselho de consumidores sobre a solicitação de financeiro de diferimento pela concessionária e o montante do diferimento resultante de (2) e (3) em
até 7 dias antes da data de deliberação do processo.
118. A recomposição dos valores diferidos nos processos tarifários subsequentes será feita da seguinte forma:
No processo tarifário subsequente ao diferimento (n+1) serão apuradas diferenças, para cada um dos doze meses do período de referência, entre as tarifas aplicadas, resultantes de diferimentos,
e as tarifas de equilíbrio, definidas sem efeito de diferimentos, ambas aplicadas ao mercado realizado, observado no período de referência do processo em tela;
no mesmo processo (n+1), será apurado ativo financeiro de recomposição obtido do somatório das diferenças, descritas no item anterior, atualizadas pela taxa Selic diária desde a data mensal de
competência de cada diferença até a data do processo tarifário subsequente ao diferimento, conforme equação que consta do Parágrafo 6 do Submódulo 4.4/4.4A;
sobre o montante atualizado descrito no item anterior, será aplicada remuneração projetada (SELIC) para o período de doze meses subsequentes, sendo que o valor resultante será lançado como
financeiro de recomposição em processamento do diferimento;
no processo tarifário subsequente ao que ocorrer a recomposição do diferimento, (n+2), serão apuradas as diferenças entre: as recomposições mensais recalculadas, conforme Selic realizada, e
respectivos faturamentos associados ao financeiro de recomposição;
no mesmo processo, (n+2), será apurado ativo financeiro de recomposição residual obtido do somatório das diferenças, descritas no item anterior, atualizadas pela taxa Selic diária desde a data
mensal de competência de cada diferença até a data do processo tarifário subsequente ao diferimento, conforme equação que consta do Parágrafo 6 do Submódulo 4.4/4.4A;
sobre a soma total das diferenças residuais apuradas no item anterior, será aplicada remuneração projetada (SELIC) para o período de doze meses subsequentes, sendo que o valor resultante será
lançado como financeiro de recomposição do diferimento do processo (n+2).
no processo tarifário seguinte (n+3), exclusivamente para empresas concessionárias que optaram pela assinatura de termo aditivo contratual (contratos novos), haverá cômputo de financeiro de
neutralidade de valores residuais, assim como ocorre para demais componentes financeiros.
119. Em caso de prorrogações ou atrasos na data de homologação do processo tarifário, aplicam-se as regras de recomposição de diferimentos indicadas em (2) e (3).
Módulo 4: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição
Submódulo 4.4A
DEMAIS COMPONENTES FINANCEIROS
Versão 1.7
1. OBJETIVO
1. Elencar de forma exaustiva os Componentes Financeiros que ainda não tenham sido definidos nos demais módulos do PRORET, ou em outros regulamentos, denominados aqui como Demais
Componentes Financeiros, DCF, e estabelecer a metodologia de cálculo para fins de apuração do índice de reposicionamento das tarifas, e, onde couber, substituir as metodologias existentes.
2. ABRANGÊNCIA
2. A apuração dos Componentes Financeiros é aplicável no âmbito dos reajustes tarifários anuais e das revisões tarifárias periódicas das concessionárias de distribuição de energia elétrica,
prorrogadas nos termos do Decreto n° 8.461/2015, ou que assinaram o termo aditivo ao contrato de concessão, aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016.
3. PRINCÍPIOS GERAIS
3. Todos os DCF terão um critério para sua admissão no cálculo tarifário, que estão descritos no item 5 deste Submódulo. Quaisquer montantes, faturas ou pleitos que não atenderem o critério
de admissibilidade serão desconsiderados.
4. Quando o critério de admissibilidade se basear em faturas de compra ou venda de serviços, só serão admissíveis aqueles valores que forem aceitos pela Fiscalização da ANEEL.
5. Como regra geral, para fins de remuneração dos DCF, será utilizada a Taxa de Juros do Sistema Especial de Liquidação e de Custódia (Selic), publicada pelo Banco Central do Brasil (Bacen),
acumulada do mês posterior ao da ocorrência do pagamento/recebimento do valor financeiro até o mês anterior ao do processo tarifário da concessionária de distribuição.
6. Os DCF, calculados conforme item 5 deste submódulo, serão remunerados por meio da seguinte fórmula:
_ = × ( + ) −
∈
(1)
onde:
DCF_AT: Valor total do DCF, tipo tp, em unidades monetárias, auditado e validado pela ANEEL, com remuneração pela Taxa Selic;
DCFm
tp: Valor do componente financeiro, tipo tp, em unidades monetárias, auditado e validado pela ANEEL, no mês de competência m;
SELICD: Taxa Selic diária, publicado pelo Bacen, entre o primeiro dia útil do mês posterior ao do pagamento/recebimento do valor financeiro pela concessionária (m + 1) até o último dia útil do mês
anterior ao do seu reajuste ou revisão tarifária (n - 1);
tp: tipo do componente financeiro, conforme regras deste submódulo; e
M: conjunto de meses analisados.
7. Para a Taxa Selic diária não disponíveis na data de conclusão da instrução do processo pela área técnica, será replicado o último valor publicado pelo Bacen.
8. Para fins de cálculo dos DCF, período de referência corresponde aos dozes meses anteriores ao mês do reajuste ou revisão tarifária em processamento.
9. Caso não haja tempo hábil para se obter os dados mensais necessários para realizar quaisquer cálculos deste módulo 4, o valor será estimado com base nos valores realizados no mês
imediatamente anterior.
10. Os valores estimados com base neste parágrafo serão considerados finais, não cabendo ajuste posterior pela apuração efetiva do item.
4. LISTAGEM DOS DEMAIS COMPONENTES FINANCEIROS
11. Serão considerados como DCF os seguintes itens:
i. Garantias financeiras de CCEARs;
ii. Penalidade por descumprimento da meta de Universalização;
iii. Compensação por violação de limites de continuidade;
iv. Neutralidade da Parcela A;
v. Descasamento da TUSD Geração;
vi. Descasamento da TUSD Distribuição;
vii. Descasamento das tarifas de permissionárias;
viii. Recálculo de processo tarifário anterior;
ix. Suprimento fora da faixa de tolerância;
x. Acordo Bilateral de CCEAR;
xi. Previsão de Risco Hidrológico;
xii. Ajuste modicidade CDE Eletrobras; e
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).
xiv. Restituição de cobertura tarifária (CDE-Escassez Hídrica)
xv. Antecipação de recebíveis (MP 1.212/2024)
xvi. Diferimento tarifário
12. Somente os DCF listados acima poderão ser considerados na forma definida neste Submódulo, não admitido outro tipo de cálculo ou metodologia de apuração, ainda que se trate de assunto
correlato ou semelhante.
13. Apenas componentes financeiros definidos nos procedimentos de regulação tarifária ou em regulamentação específica poderão ser considerados para fins de reajuste e revisão das tarifas.
5. DEFINIÇÃO E METODOLOGIA DE CÁLCULO
5.1. GARANTIAS FINANCEIRAS DE CCEARS
5.1.1. DEFINIÇÃO
14. Repasse dos custos decorrentes da liquidação e custódia das garantias financeiras previstas nos contratos de que tratam os art. 15 (geração distribuída por chamada pública), art. 27 (CCEAR
de leilões de energia nova e existente) e art. 32 (leilões de ajuste) do Decreto nº 5.163/2004.
5.1.2. VALORES ADMISSÍVEIS
15. Faturas pagas dentro do Período deFiscalização ereferentes aos custos comGarantias Financeiras previstos nos contratos dequetratam os art.15,art.27 eart.32 do Decreto nº 5.163/2004,
devidamente fiscalizados.
5.1.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
16. O DCF da Garantia CCEAR será igual ao somatório dos montantes validados pela fiscalização, conforme a seguinte fórmula:
= ,
∈
(2)
onde:
GFINm: Custos fiscalizados, em unidades monetárias, relativos à liquidação e custódia das garantias financeiras,no mês de competência m, para o conjunto de contratos com repasse admissível;
GFINe,m: Custo fiscalizado, em unidades monetárias, relativo à liquidação e custódia das garantias financeiras, no mês de competência m, para o contrato “e”;
E: Conjunto de contratos com repasse admissível.
5.2. PENALIDADE POR DESCUMPRIMENTO DE META DE UNIVERSALIZAÇÃO
5.2.1. DEFINIÇÃO
17. Trata-se da penalidade instituída pelo art. 14, §8º, da Lei nº 10.438/2002, regulamentada pela Resolução nº 223/2003, ou o que vier a sucedê-la, a ser aplicada nas tarifas das distribuidoras
de energia elétrica que descumprirem as metas de universalização.
18. O repasse deste DCF ocorrerá a partir do processo tarifário seguinte à decisão administrativa da ANEEL pela aplicação da penalidade por descumprimento das metas, conforme metodologia
definida a seguir.
5.2.2. VALORES ADMISSÍVEIS
19. As informações necessárias para apuração do redutor tarifário - como as metas de universalização e o total de pedidos de atendimento não realizados - serão apuradas e informadas pela
Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE).
5.2.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
20. A penalidade imposta à distribuidora é calculada por meio de um fator redutor, cuja fórmula está descrita a seguir:
= × %× × (3)
onde:
TNR: soma do total de ligações não realizadas nas áreas urbana e rural (TNRU e TNRR, respectivamente);
Meta: total de pedidos de fornecimento que se enquadrem nos critérios de atendimento no âmbito da universalização, a serem realizados de acordo com os Programas Anuais;
RP %: taxa de Remuneração de Capital Próprio Regulatória definida na Revisão Tarifária subsequente à apuração das metas;
EOC: Estrutura Ótima de Capital Próprio definido na Revisão Tarifária subsequente à apuração das metas; e
BRL: Base de Remuneração Líquida definida na Revisão Tarifária subsequente à apuração das metas.
21. O valor redutor deve ser limitado pelo Valor do Retorno Total do Capital, relacionado ao custo estimado dos ativos correspondentes ao atendimento das ligações não realizadas, obtido pela
seguinte fórmula:
=
−
× ( × + × ) (4)
onde:
WACC: Custo Médio Ponderado do Capital;
T: carga tributária efetiva;
TNRU: é o total de pedidos de fornecimento não realizados na área urbana para alcançar as metas que se enquadrem nos critérios de atendimento sem ônus para fins de universalização na área
urbana;
CUSTOU: é o custo médio de uma ligação de unidade consumidora para fins de universalização na área urbana, a ser definido para cada concessionária pela ANEEL no ano em que ocorrer a apuração
das metas;
TNRR: é o total de pedidos de fornecimento não realizados na área rural para alcançar as metas que se enquadrem nos critérios de atendimento sem ônus para fins de universalização na área rural;
CUSTOR: é o custo médio deuma ligação de unidade consumidora para fins deuniversalização na área rural, a ser definido para cada concessionária pela ANEEL no ano em que ocorrer a apuração
das metas.
22. A penalidade também deverá ser limitada a 2% do faturamento da distribuidora nos 12 meses anteriores à publicação do Despacho que informar a apuração do número de pedidos de
fornecimento não atendidos.
23. O valor do DCF de penalidade por descumprimento de meta de universalização deverá ser dividido em parcelas iguais ao longo do ciclo tarifário até a próxima Revisão Tarifária Periódica,
conforme fórmula a seguir:
=
( ; ; , × )
(5)
onde:
PDMU: parcela da penalidade por descumprimento da meta de universalização, em unidades monetárias;
FAT: faturamento da distribuidora nos 12 meses anteriores à publicação do Despacho que informar a apuração do número de pedidos de fornecimento não atendidos, obtido no Sistema de
Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica (SAMP) e deverá incluir as receitas de fornecimento, suprimento e de uso; e
n: é igual ao número de procedimentos tarifários até a Revisão Tarifária Periódica subsequente.
5.3. COMPENSAÇÃO POR VIOLAÇÃO DE LIMITES DE CONTINUIDADE
5.3.1. DEFINIÇÃO
24. Repasse aos consumidores da compensação financeira recebida pelas distribuidoras devido a violação dos limites de continuidade nos pontos de conexão dos acessos à rede de outras
distribuidoras, conforme item 6.1.5.2 do Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, ou o que vier a sucedê-lo.
5.3.2. VALORES ADMISSÍVEIS
25. O valor da compensação financeira devido à violação dos limites de continuidade pela distribuidora acessada, para fins de apuração do DCF da distribuidora acessante, será informado pela
SRD, descriminado por mês de competência, distribuidora acessada e acessante.
5.3.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
26. O DCF será calculado, para o período de referência, conforme fórmula a seguir:
= −
∈
(6)
onde:
CompContm:Valor total da compensação financeira, em unidades monetárias, recebida pela concessionária de distribuição acessante, no mês de competência m;
CompContd:valor da compensação financeira, em unidades monetárias, recebida pela concessionária de distribuição acessante, no mês de competência m, referente à distribuidora acessada d; e
D: conjunto de distribuidoras acessadas pela distribuidora acessante.
5.4. NEUTRALIDADE DA PARCELA A
5.4.1. DEFINIÇÃO
27. Este DCF é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e pelo aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016, que estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais
para toda a Parcela “A”.
28. Os itens da Parcela “A” estão definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET.
29. A Neutralidade é calculada considerado as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados de cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados nos
Reposicionamento Tarifário anterior.
30. Os valores faturados serão calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo se o cálculo for a de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa derivada
especificamente para este fim. Os valores contemplados serão especificados por item da Parcela A, conforme definidos neste submódulo.
31. Todos os componentes financeiros relacionados à Parcela A, incluindo os Demais Componentes Financeiros, o CVA saldo a compensar, bem como o financeiro de neutralidade, serão
considerados como itens da Parcela A e terão seus valores neutralizados conforme descrito nesta seção.
32. Somente os componentes tarifários de Parcela A serão considerados no cálculo da neutralidade.
33. A CVA, será neutralizada por meio do cálculo do CVA saldo a compensar, não sendo aplicável os cálculos dispostos nesta seção para sua neutralidade.
34. A Neutralidade da Parcela A é calculada com relação à variação de mercado no período de referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada item da Parcela
A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior.
35. A Neutralidade dos itens da Parcela A será subdividida em duas categorias:
i. Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa;
ii. Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável;
36. Os itens da Parcela A com Neutralidade de natureza fixa são: Encargos Setoriais, Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os componentes financeiros relacionados à
Parcela A.
37. Os itens da Parcela A com Neutralidade de natureza variável são: Custo de Aquisição de Energia, Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas
Irrecuperáveis.
38. O cálculo da Neutralidade dos itens de natureza fixa será padronizado e todos os componentes terão a mesma equação, conforme metodologia definida.
39. O cálculo da Neutralidade dos itens de natureza variável considerará as especificidades de cada componente, conforme metodologia definida.
40. Com exceção da Neutralidade dos encargos setoriais, a Neutralidade será calculada apenas a partir do último dia do mês de assinatura do aditivo ao contrato de concessão, nos termos do
Despacho nº 2.194/2016, limitado ao período de referência, ou seja, dos últimos 12 meses.
41. Todos os itens deneutralidadeserão calculados considerandoatéo mês anterior aodo reajusteourevisão.Osvalores referentes ao mêsdereajusteou revisão serão consideradosno próximo
processo tarifário.
5.4.2. VALORES ADMISSÍVEIS
42. As informações utilizadas para o cálculo da neutralidade dos itens de Parcela A são relativas ao mercado faturado, informadas pelas distribuidoras no SAMP, e às componentes tarifárias
calculadas e publicadas pela ANEEL, conforme Módulo 7 do PRORET.
5.4.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO - NATUREZA FIXA
43. A Neutralidade dos Itens de Cobertura Tarifária de natureza fixa do mês m é calculada, para o período de referência, conforme fórmula abaixo:
, , =
∑ ∈
− (7)
onde:
Neutralidadefixa,i,m: Neutralidade da do item “i” da Parcela “A” com natureza fixa do mês m, em unidades monetárias ;
FATm
i: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao item “i” da Parcela “A” com natureza fixa, “i”, estabelecida pelo processo tarifário anterior, ao Mercado de
Referência, conforme submódulo 7.3, no mês de competência m;
CTi: Valor considerado no processo tarifário anterior a título de cobertura tarifária do item “i” da Parcela “A” com natureza fixa;
M: período de referência, correspondente aos dozes meses anteriores ao reajuste ou revisão tarifária.
44. Para o cálculo da Neutralidade dos Componentes Financeiros, a apuração do valor será realizada por componente tarifário.
45. A componente tarifária utilizada para o cálculo do valor faturado para a Neutralidade dos Componentes Financeiros será realizada subtraindo-se a tarifa de base CVA e a tarifa de base
econômica da tarifa de aplicação.
5.4.4. METODOLOGIA DE CÁLCULO – AQUISIÇÃO DE ENERGIA
46. A Neutralidade do Custo de Aquisição de energia do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo:
Neutralidadeenergia,m = (ERA-1,m X TMA – 1 – FATenergia,m) (8)
onde:
ERAA-1,m: Energia requerida considerando o mercado de fornecimento e suprimento do mês m do período de referência, aplicando os parâmetros de perda regulatória do processo anterior;
TMA-1: Tarifa média de repasse do processo anterior; e
FATenergia,m: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao Custo de Aquisição de Energia, Perda Técnica, Perda não Técnica, Perda de RB sobre o mercado Cativo,
Perda de RB sobre o Mercado de Referência para o mês m.
5.4.5. METODOLOGIA DE CÁLCULO – USO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO
47. A Neutralidade do Uso dos Sistemas de Transmissão contempla os Encargo de Uso associados a TUSDg e o MUST Itaipu.
48. A Neutralidade do Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo:
Neutralidaderb,m = (TMRBponta X MWponta,m + TMRBfponta X MWfponta,m – FATrb,m) (9)
onde:
TMRBponta;TMRBfponta; Tarifa média de Cobertura Tarifária de Rede Básica, respectivamente no posto de ponta e fora de ponta, aplicável ao período de referência, expressa em R$/kW.mês e
determinada no processo tarifário anterior ao do cálculo da Neutralidade;