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

MWponta,m;MWfponta,m:Montante contratado de EUST respectivamente no posto de ponta e fora de ponta, do mês m do período de referência; e
FATrb,m: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao EUST Nodal, EUST Fronteira, EUST Itaipu, TUSDg RB e TUSDg ONS ao Mercado de Referência no mês m.
49. A TMRBponta e TMRBfponta são calculadas conforme a equações 15 e 16 do submódulo 4.2 A do PRORET.
5.4.6. METODOLOGIA DE CÁLCULO – USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO
50. A Neutralidade do Uso dos Sistemas de Distribuição do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo:
NeutralidadeEUSD,m = Σd∈ ∈DΣt∈T(TUSDd,t,p X MWd,t,p,m + TUSDd,t,fp X MWd,t,fp,m +
TUSDd,t,MWh X EACUSDd,t,MWh) – FATEUSD,m (10)
onde:
TUDd,t,p; TUSDd,t,fp: A tarifa EUSD aplicável para a contratação para a distribuidora d, no período de referência, para o nível de tensão t no período de ponta e fora de ponta, respectivamente;
MWd,t,p,m ; MWd,t,fp,m: Montante faturado de EUSD com a distribuidora d, no mês m do período de referência, no nível de tensão t no período de ponta e fora de ponta, respectivamente, observando
a contração eficiente,
TUSDd,t,MWh e EACUSDd,t,MWh,m: A tarifa EUSD de energia aplicável para a distribuidora d, no mês m do período de referência, no nível de tensão t e a Energia em MWh associada com a mesma; e
FATEUSD,m: Valor resultante da aplicação do componentetarifário correspondente ao EUSD ao Mercado de Referência no mês m.
5.4.7. METODOLOGIA DE CÁLCULO – TRANSPORTE DE ITAIPU
51. A Neutralidade de Transporte de Itaipu do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo:
a) NeutralidadeTr.Itaipu,m = D.I.m X TTIA-1 – FatTr.Itaipu,m (11)
onde:
D.I.m: Demanda de Itaipu correspondente ao mês m, homologadas pela ANEEL;
TTIA-1: Tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional considerada no último processo tarifário; e
FatTr.Itaipu,m: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao transporte de Itaipu aplicado ao mercado de referência no mês m.
5.4.8. METODOLOGIA DE CÁLCULO – RECEITA IRRECUPERÁVEL
52. A Neutralidade de Receita Irrecuperável não será calculada no primeiro processo tarifário após a prorrogações (Lei nº 12.783/2013) ou após a assinatura do termo aditivo ao contrato de
concessão (Despacho nº 2.194/2016).
53. A Neutralidade de Receita Irrecuperável do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo:
, =
.
( )
× {∑ ( × )} − , (12)
onde:
Receita Realizadam: Receita auferida no mês m do período de referência, calculada aplicando a tarifa de aplicação (incluindo financeiros) ao mercado de referência, sem considerar os eventuais
descontos tarifários;
Rec. De Bandeirasm: a receita proveniente das bandeiras tarifárias no mês m, aplicável somente para as Concessões que já passaram pela primeira revisão após o 3º ciclo;
FATRI,m: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente à Receita Irrecuperável aplicado ao mercado de referência no mês m;
Ƿc: participação da classe de consumo C na receita totalverificada no período de referência; e
RIc: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à empresa.
54. O RIc será o mesmo percentual empregado para calcular a Receita Irrecuperável no processo anterior, que deverá por sua vez observar a metodologia vigente de cálculo da Receita
Irrecuperável.
5.5. DESCASAMENTO DA TUSD GERAÇÃO
5.5.1. DEFINIÇÃO
55. Recomposição de receita da distribuidora pelo descasamento entre as datas do seu processo tarifário e as datas de reajuste ou revisão da Receita Anual de Geração das Usinas Hidrelétricas
em regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783/2013,CCGF, que acessam o seu sistema de distribuição.
56. Os agentes de geração que acessam o sistema de distribuição pagam o encargo de uso da rede, conforme disposto na Resolução Normativa nº 506/2012, ou o que vier a sucedê-la, com base
no montante de uso contratado, MUSD, e na Tarifa deUso do Sistema de Distribuição modalidade Geração, TUSDg, definida no Submódulo 7.1 do PRORET.
57. O financeiro é constituído em função das distribuidoras acessadas só poderem alterar o faturamento da TUSDg aplicada a essas centrais de geração a partir do reconhecimento desse custo na
composição da receita do gerador, o que ocorre a partir do dia 1º de julho de cada ano, com vigência até 30 de junho do ano seguinte.
5.5.2. VALORES ADMISSÍVEIS
58. Mercado faturado, informado pelas distribuidoras no SAMP, e tarifárias calculadas e publicadas pela ANEEL, conforme Módulo 7 do PRORET.
5.5.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
59. O DCF relativo ao descasamento da TUSDgaplicada à CCGF, será calculado nos processos tarifários das distribuidoras, para o período de referência, conforme fórmula a seguir:
_ _ =
,
−
,
×
,
∈
(13)
onde:
VI_TUSDg_CCGFm: Valor da recomposição de receita, em unidade monetárias, pelo descasamento da TUSDg aplicada às CCGF, no mês de competência m;
MUSDg,m: Montante de uso faturado da CCGF g, no mês de competência m;
TUSDgVIG
g,m: TUSDg aplicada à CCGF g, no mês de competência m;
TUSDgPT
g,m: TUSDg considerada no último processo tarifária da distribuidora para a CCGF g; e
G: conjunto das centrais de geração em regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783/2013.
5.6. DESCASAMENTO DA TUSD DISTRIBUIÇÃO
5.6.1. DEFINIÇÃO
60. Recomposição da receita das distribuidoras que acessam a rede de outras concessionárias ou permissionárias de distribuição, devido ao descasamento entre as suas datas de aniversário
contratual.
61. As distribuidoras que acessam a rede de outras concessionárias ou permissionárias de distribuição pagam o encargo de uso do sistema de distribuição, conforme disposto na Resolução
Normativa nº 506/2012, ou o que vier a sucedê-la.
5.6.2. VALORES ADMISSÍVEIS
62. Mercado de energia faturado, informado pelas distribuidoras no SAMP, montantes de uso contratados e tarifas calculadas e publicadas pela ANEEL, conforme Módulo 7 do PRORET.
5.6.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
63. O DCF relativo ao descasamento da TUSD DISTRIBUIÇÃO, será calculado nos processos tarifários das distribuidoras acessantes, para o período de referência, conforme fórmula a seguir:
_ = ,
− ,
× ,
∈
(14)
onde:
VI_TUSDDm: Valor da recomposição de receita da distribuidora acessante, em unidades monetárias, pelo descasamento das tarifas da modalidade distribuição da distribuidora acessada d,no mês
de competência m;
MWd,m:Montantefaturado deEUSD coma distribuidora d,no mês mdo períododereferência,no nívelde tensão tno períododeponta efora deponta,respectivamente,observandoa contração
eficiente ;
TUSD DVIG
d,m:Valores da TUSD D da distribuidora acessada d, no mês de competência m;
TUSD DPT
d,m: Valores da TUSD D da distribuidora acessada d considerada no último processo tarifário da distribuidora acessante; e
D: conjunto das distribuidoras acessadas.
5.7. DESCASAMENTO DAS TARIFAS DE PERMISSIONÁRIAS
5.7.1. DEFINIÇÃO
64. Recomposição de receita da distribuidora pelo descasamento entreas datas do seu processo tarifário eas datas do reajusteou revisão das permissionárias dedistribuição queacessama rede
e/ou compram energia da distribuidora.
65. As permissionárias que acessama rede de distribuidoras pagam oencargo de uso do sistema de distribuição, conformedisposto na Resolução Normativa nº 506/2012,ou o que vier a sucedê-
la.
66. As permissionárias que compram energia de distribuidora supridora celebram o Contrato de Comercialização de Energia com Agente Supridor - CCE500SUP, conforme Submódulo 11.1 do
PRORET.
67. O financeiro é constituído em função da distribuidora acessada/supridora só poder alterar o faturamento das tarifas TUSD e TE aplicadas a permissionárias nos processos tarifários destas.
5.7.2. VALORES ADMISSÍVEIS
68. Mercado faturado, informado pelas distribuidoras no SAMP, e tarifárias calculadas e publicadas pela ANEEL, conforme Módulo 7 do PRORET.
5.7.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
69. O DCF relativo ao descasamento das tarifas TUSD e TE aplicadas às permissionárias de distribuição, será calculado nos processos tarifários das distribuidoras acessadas/supridoras, para o
período de referência, conforme fórmula a seguir:
_ =
,
−
,
×
,
∈
+
,
−
,
×
,
∈
(15)
onde:
VI_Perm: Valor da recomposição de receita, em unidade monetárias, pelo descasamento das tarifas TUSD e TE aplicadas às permissionárias de distribuição, no mês de competência m;
MercadoFaturado TUSDp,m:Mercado faturado para fins de cálculo do encargo de uso do sistema de distribuição pago pela permissionária p, no mês de competência m;
TUSDVIG
p,m: TUSD aplicada à permissionária p, no mês de competência m;
TUSDPT
p,m: TUSD considerada no último processo tarifária da distribuidora acessada para a permissionária p;
MercadoFaturado TEp,m: Mercado faturado para fins decálculo do suprimento de energia à permissionária p, no mês de competência m
TEVIG
p,m: TEaplicada à permissionária p, no mês de competência m;
TEPT
p,m: TE considerada no último processo tarifária da distribuidora supridora para a permissionária p; e
P: conjunto de permissionárias acessantes/supridas.
5.8. RECÁLCULO DE PROCESSO TARIFÁRIO ANTERIOR
5.8.1. DEFINIÇÃO
70. O recálculo de processos tarifários anteriores poderá ocorrer em decorrência do provimento de Pedido de Reconsideração interposto tempestivamente pela concessionária, ou por iniciativa
da ANEEL, em decorrência de erros de cálculos ou de dados nos processos tarifários anteriores, observado o disposto no Submódulo 3.1 A do PRORET.
71. O DCF de recálculo de processos tarifários anteriores pode ser de dois tipos:
a) Ajuste financeiro: diferença entre a receita anual obtida após o procedimento de recálculo do respectivo reajuste ou revisão tarifária e a receita anual originalmente calculada, em unidades
monetárias; e
b) Ajuste tarifário: diferenças entre as tarifas resultantes do recálculo e as tarifas originalmente homologadas, aplicadas ao mercado de referência do reajuste/revisão em processamento.
5.8.2. VALORES ADMISSÍVEIS
72. Valores resultantes do cumprimento do Pedido de Reconsideração deferido pela ANEEL, ou, quando for o caso, valores recalculados por iniciativa da ANEEL.
5.8.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
73. Para o item (a), o DCF será calculado pela seguinte fórmula:
VI_RECm
a = (RAm
Cor – RA1
PT) X (1 + rm) (16)
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 A do PRORET.
74. 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 (17)
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.
5.9. SUPRIMENTO FORA DA FAIXA DE TOLERÂNCIA.
5.9.1. DEFINIÇÃO
75. 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.
5.9.2. VALORES ADMISSÍVEIS
76. 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.
5.9.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
77. Deverá ser apurada os limites inferior (90%) e superior (110%) da faixa de tolerância, utilizando como base o valor anual contratado.
78. 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) (18)
79. 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:
∆_ = ∆_ _ ×
_
(19)
80. 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 (20)
80-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 anualfaturada, nos termos do
Submódulo 11.1 do PRORET.
80-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.
5.10. ACORDO BILATERAL DE CCEAR.
5.10.1. DEFINIÇÃO
81. Compensação financeira pelo efeito tarifário decorrente de acordo bilateral entre partes signatárias de Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR.
5.10.2. VALORES ADMISSÍVEIS
82. Montantes, preços e prazos dos acordos bilaterais de CCEAR, informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, e tarifa média de compra de energia calculada conforme
Módulo 4.2 A do PRORET.
5.10.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
83. O efeito do acordo bilateral do CCEAR será refletido no processo de reajuste ou revisão tarifária da distribuidora de energia elétrica, subsequente à contabilização do acordo na CCEE.
84. O componente financeiro relativo ao efeito do acordo bilateral de CCEAR será calculado com a seguinte fórmula:
VICCEARm
AB = (P_CCEARAB - TM_CTm) X MWh_CCEARn
AB (21)
onde:
VI_CCEARm
AB: Valor do efeito tarifário do acordo bilateral do CCEAR, em unidades monetárias, no mês de competência de início da vigência do acordo, m.
P_CCEARAB: Preço do CCEAR, em R$/MWh, na Data do Reajuste em Processamento – DRP, da distribuidora d,anterior ao acordo;
TM_CTm: tarifa média de compra de energia da distribuidora d, em R$/MWh, referente ao mês de competência m, estabelecida no processo tarifário imediatamente anterior ao mês de
competência, calculada conforme submódulo 4.2 do PRORET;
MWh_CCEARn
AB: Montante de energia descontratado, em MWh, relativo ao período objeto do acordo bilateral n, limitado a 36 meses;
d: distribuidora signatária do acordo bilateral; e
n: mínimo (36; número de meses do acordo bilateral).
85. Se o CCEAR não fizer parte da lista de contratos do processo tarifário anterior ao acordo bilateral, será valorado pelo preço do contrato na DRP, considerando, para a modalidade disponibilidade,
a parcela variável até o limite superior da faixa de acionamento da bandeira tarifária verde.
86. O repasse tarifário será parcelado para acordos bilaterais maiores que dozes meses. O valor anual do repasse será calculado da seguinte forma:
= (22)
onde:
PVICCEARm
AB: Valor, em unidades monetárias, da parcela anual do componente financeiro relativo ao efeito do acordo bilateral de CCEAR superior a 12 meses; e
p: número inteiro imediatamente superior resultante da divisão de n por 12.
87. Sobre os valores de VICCEARm
AB e PVICCEARm
AB incide remuneração pela Taxa Selic conforme definido no parágrafo 6 deste submódulo.
5.11. PREVISÃO DE RISCO HIDROLÓGICO
5.11.1. DEFINIÇÃO
88. 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
89. 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
90. 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:
RHCCGF,d = EnergiaCCGF,d X (1 – GSFprevisto) X PLDespbandeira_verde
onde:
RHCCGF,d: Previsão de risco hidrológico associado às usinas CCGF para a distribuidora “d”;
EnergiaCCGF,: 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
PLDespbandeira_verde: PLD específico para a Bandeira Verde, calculado conforme submódulo 6.8 do PRORET.
91. O componente financeiro relativo à previsão do risco hidrológico associado à usina de Itaipu será calculado com a seguinte fórmula:
RHItaipu,d = EnergiaItaipu,d X (1 – GSFprevisto) X PLDespbandeira_verde
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;
PLDespbandeira_verde: PLD específico para a Bandeira Verde, calculado conforme submódulo 6.8 do PRORET;
92. O componente financeiro relativo à previsão do risco hidrológico associado às usinas repactuadas será calculado com a seguinte fórmula:
RHCCEAR,d = EnergiaCCEAR X FTRCCEAR,d X (1 – GSFprevisto) X PLDespbandeira_verde
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
PLDespbandeira_verde: PLD específico para a Bandeira Verde, calculado conforme submódulo 6.8 do PRORET;
93. A previsão de risco hidrológico definida no processo tarifário será revertida no processo tarifário subsequente, devidamente atualizada nos termos do parágrafo 6 deste submódulo.
94. 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.
95. 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
96. 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
97. 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
98. 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
99. 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
100. 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
101. 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 Selicdiária,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
102. 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
103. 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
104. 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
105. 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
106. 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
107. 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
108. 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
109. 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.
110. Financeiros de diferimento são aplicáveis somente às concessionárias de distribuição de energia elétrica.
5.16.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
111. 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.
112. 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.
113. 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.
114. 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.
115. 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.
116. 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.
117. A alocação tarifária ordinária do financeiro de diferimento será feita proporcionalizando o financeiro entre os níveis de tensão deacordo com a receita alocada a cada um deles, na função de
custo OUTROS da TUSD e TE, conforme PRORET 7.1.
118. Em caso de diferimento admitido, a ANEEL realizará análise complementar sobre o efeito médio do processo anterior e suas consequências no processo em análise.
119. 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.
120. 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 realizado1, 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 recomposição2;
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;
sobrea soma totaldas diferenças residuais apuradas noitem anterior,será aplicada remuneração projetada (SELIC) para o período dedozemeses subsequentes, sendoqueo valor resultanteserá
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.
121. 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).
1
Para empresas que optaram pela assinatura de termo aditivo contratual (contratos novos), com vistas a evitar dupla compensação por variações de mercado, não será realizado
cálculo da neutralidade do financeiro em tela.
2
Para empresas que optaram pela assinatura de termo aditivo contratual (contratos novos), com vistas a evitar dupla compensação por variações de mercado, não será realizado
cálculo da neutralidade do financeiro em tela.