REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 1028/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Aprova a versão 2.4 C do Submódulo 7.3, a versão 1.1 C do Submódulo 11.2, a versão 1.2 C do Submódulo 12.6 e a versão 1.0 do Submódulo 8.6 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET; e altera o Anexo I da Resolução Normativa ANEEL 1.003 de 1º de fevereiro de 2022.
Assunto: Aprovação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-08-02
Autor: ANEEL

27ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
Brasília, 26/07/2022
VOTO
PROCESSOS: 48500.006256/2019-34.
INTERESSADO: Permissionárias Distribuidoras de Energia Elétrica e Concessionárias de
Distribuição de Energia Elétrica.
RELATOR: Diretor Ricardo Lavorato Tili.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT.
ASSUNTO: Resultado da Consulta Pública nº 75/2021, instituída com vistas a colher subsídios e
informações adicionais para o aprimoramento da proposta de alocação das cotas de garantia
física de energia e de potência da Lei nº 12.783/2013, de Angra I e II e de Itaipu para as
distribuidoras com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano e cálculo de componente financeiro
para permissionárias distribuidoras de energia elétrica.
I. R E L A T Ó R I O
Por ocasião da 46ª Reunião Pública Ordinária, em 07 de dezembro de 2021, a
Diretoria da ANEEL decidiu por instaurar a Consulta Pública ("CP") nº 75/2021, de 10 de
dezembro de 2021 a 24 de janeiro de 2022, com o objetivo de receber contribuições na Análise
de Impacto Regulatório – AIR sobre a proposta de texto para aprimoramento da alocação das
cotas de garantia física de energia e de potência de Angra I e II e de Itaipu para as distribuidoras
com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano e cálculo de componente financeiro para
permissionárias distribuidoras de energia elétrica.
2. Em 30 de maio de 2022, o Processo foi a mim redistribuído devido ao fim do
mandato do Diretor Sandoval Feitosa.
3. Em 25 de julho de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária ("SGT")
encaminhou a Nota Técnica nº 134/2022-SGT/ANEEL, com a análise final das contribuições
encaminhadas durante o período da Consulta Pública nº 75/2021.
4. É o Relatório.

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II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
5. O processo consiste na proposta de aprimoramento da regulamentação associada
a alocação de cotas compulsórias para as distribuidoras com consumo menor que 700 GWh/ano,
bem como a regulamentação do cálculo do financeiro de energia para as permissionárias agentes
da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.
6. A Decisão que encaminho é no sentido de APROVAR a emissão de Resolução
Normativa sobre o tema; pelas razões que apresento a seguir.
7. A Tabela 1 apresenta um mapa de calor das 34 contribuições apresentadas nos
documentos submetidos à Consulta Pública nº 75/2021. Após análise das contribuições
apresentadas, foram aceitas ou parcialmente aceitas 8 contribuições, representando 17% do
total recebido. O detalhamento das análises de contribuições consta da Nota Técnica nº
134/2022-SGT/ANEEL.
Tabela 1: Número de contribuições por tema
TEMA NÚMERO DE CONTRIBUIÇÕES
Distribuição das cotas compulsórias - mercado
suprido 10
Tempo do Cálculo das cotas compulsórias 3
Cálculo da Sobrecontratação/ Exposição
Involuntária 2
Cálculo do Encargo Energia de Reserva e Encargo de
Serviço de Sistema 1
Exclusão da geração própria do cálculo 1
Neutralidade dos custos de energia 1
Exposição Involuntária 1
Cálculo do Saldo a Compensar 1
Outros 14
8. Importante destacar que não houve alteração de escopo dos temas regulatórios
mesmo após as análises das contribuições, permanecendo como os seguintes:
(i) O impacto da alocação das cotas para as distribuidoras com mercado
consumidor menor que 700 GWh/ano; e
(ii) Regulamentação do cálculo de financeiro de energia para as permissionárias
distribuidoras de energia elétrica agentes da CCEE.

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9. Destaca-se que em todas as contribuições, os agentes foram unânimes sobre a
proposta de modificação da norma, apontando melhorias aos cálculos propostos.
II.1 Dos aprimoramentos mais relevantes nas propostas de intervenção regulatória
II.1.1 Alocação das cotas compulsórias
10. Conceitualmente, define-se energia por cotas compulsórias aquelas que a
distribuidora deve adquirir por força de lei. São quatro as cotas de energia compulsórias que as
distribuidoras de energia elétrica são obrigadas a contratar:
a. Itaipu;
b. Angra I e II;
c. Cotas de garantia física das geradoras prorrogadas e repactuadas - CCGF; e
d. Proinfa
11. As cotas compulsórias de Itaipu e Angra I e II são definidas com base no mercado
cativo das distribuidoras do Sistema Interligado Nacional - SIN com antecedência de 8 anos com
o intuito de trazer previsibilidade na compra de energia no ambiente regulado.
12. As distribuidoras com mercado menor que 700 GWh/ano, quando compram
energia da distribuidora adjacente (relação de suprimento), têm os custos das cotas compulsórias
embutido na tarifa de energia de suprimento. Quando decidem reduzir ou extinguir a relação de
suprimento, as distribuidoras de pequeno porte passam a responder diretamente por essas
cotas. Ocorre que, como as cotas são definidas com antecedência de 8 anos, e tendo em vista o
mercado reduzido dessas distribuidoras, a alteração do mercado cativo nesse período pode
implicar na alocação de energia (baseada em uma cota homologada no passado) que diverge
demais da proporção de cotas que seria obtida com o mercado cativo no momento de sua
alocação.
13. Essa dinâmica pode também ser observada para Contratos de Cotas de Garantia
Física – CCGF, cujas cotas são estabelecidas com 3 anos de antecedência.
14. No caso específico de uma distribuidora de pequeno porte, o total de energia
compulsória pode chegar a representar 70% da energia requerida do distribuidor, enquanto a

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média das grandes distribuidoras é de aproximadamente 50%. Isso ocorre principalmente devido
a migração para o mercado livre de grandes consumidores, o que reduz o mercado cativo que foi
a referência para a homologação das cotas no passado.
15. Desta forma, a proposta em questão tem por princípio manter as cotas
compulsórias para as distribuidoras menores de 700 GWh/ano compatível ao mercado dessas
distribuidoras. Nesse sentido propõe-se ajuste anual das cotas compulsórias dessas
distribuidoras realocando o excedente para as outras distribuidoras, seguindo a seguinte regra:
a. Para as distribuidoras1 que ainda possuem cotas alocadas em sua supridoras,
a diferença de alocação será redistribuída às suas respectivas supridoras na
totalidade do seu mercado; e
b. Para as distribuidoras que já não possuem cotas alocadas em uma supridora
as cotas serão redistribuídas para todas as outras distribuidoras.
16. Na Consulta Pública nº 75/2021, as principais contribuições em relação a essa
regra foram:
I- Alocação seja proporcional a compra no mercado livre.
17. As distribuidoras de pequeno porte entendem que para o cálculo da alocação das
cotas deve ser excluído a parte do mercado relativo ao contrato de suprimento. Alegam que
pagariam em duplicidade alguns custos na tarifa de suprimento.
18. Nesse sentido, as distribuidoras solicitam que o mesmo seja feito para o cálculo
do Encargo de Energia de Reserva e Encargo de Serviço de Sistema – ESS/EER.
19. Entende-se que, a partir do momento que a distribuidora menor que 700
GWh/ano passa a ser agente da CCEE, o contrato de suprimento passa a ser mais um contrato da
distribuidora em seu portifólio de contratos. Assim, a distribuidora deve ser responsável por
1
Essas são distribuidoras que compram energia de outras distribuidoras, nesses casos as cotas são alocadas de foram
indireta mediante de a tarifa de energia de suprimento - TE.

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todos os custos como agente da CCEE, dentre eles responder pela integralidade das cotas
compulsórias.
20. Os custos inerentes ao contrato de suprimento, são os custos de energia que as
supridoras devem arcar e por conseguinte repassar aos consumidores.
II- Redistribuição das cotas alocadas no suprimento
21. De acordo com a metodologia proposta, as distribuidoras que possuem as cotas
alocadas na antiga supridora, o ajuste de cotas será redistribuído para as supridoras. As
contribuições pedem que o ajuste anual seja redistribuído a todas as distribuidoras.
22. As empresas alegam que haverá uma grande variação das cotas na transição entre
o período em as cotas forem retiradas da antiga supridora e quando as cotas forem alocadas
diretamente a elas.
23. De fato, haverá uma variação entre as cotas calculadas enquanto houver cotas
alocadas na distribuidora e as calculadas após o fim da transição, ou seja, quando as cotas são
calculadas em relação a todo mercado. Contudo, tal diferença é previsível pela distribuidora, bem
como o aumento da complexidade dos cálculos podem levar a erros, sem necessariamente haver
ganho para o consumidor final.
II.1.2 Componente Financeiro de energia para permissionárias agentes da CCEE
24. Faz-se necessário regulamentar metodologia para apurar as diferenças financeiras
geradas em razão das contratações de energia por meio de Leilões e/ou Chamada Públicas pelas
permissionárias dos serviços de distribuição de energia elétrica.
25. Em razão do fim dos descontos na compra de energia de suprimento, várias
permissionárias buscaram promover leilões de compra de energia, com o objetivo de reduzir os
custos com esse item.
26. As contratações no ambiente livre geram volatilidade de custos no período entre
os processos tarifários, a exemplo do risco hidrológico. Como esses custos podem levar ao

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desequilíbrio econômico-financeiro para as permissionárias, faz-se necessário calcular um
componente financeiro para evitar o desequilíbrio em questão.
27. Para as concessionárias, este financeiro já existe, e está regulamentado no Módulo
4 do PRORET (Componentes Tarifários das Tarifas de Distribuição). Desta forma será proposto
aqui o cálculo de um componente financeiro baseado no Módulo 4, respeitando os comandos
dos contratos de Permissão.
28. A proposta é apurar os componentes financeiros estritamente relacionados às
obrigações contraídas em função da aquisição de energia elétrica por meio de Leilões e/ou
Chamada Pública, e das obrigações assumidas perante a Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica - CCEE. Os demais tratamentos dos componentes tarifários das permissionárias
permanecem inalterados.
29. Desse modo, os seguintes componentes de custos serão calculados, conforme
regra já estabelecida no Módulo 4 do PRORET:
a. Custo de aquisição de Energia Elétrica-Submódulo 4.2;
b. Encargos de Serviços de Sistema – ESS – Submódulo 4.2;
c. Encargo de Energia de Reserva- EER – Submódulo 4.2;
d. Garantias Financeiras de CCEARS – Submódulo 4.4;
e. Previsão de Risco Hidrológicos– Submódulo 4.4;
f. Sobrecontratação/Exposição de Energia no Mercado de Curto Prazo –
Submódulo 4.4;
g. Recálculo de Processo Tarifário Anterior - Submódulo 4.4.
30. Para as concessionárias, calcula-se a diferença para os encargos Proinfa e CDE,
entretanto para as permissionárias, esses encargos são concatenados com a data do processo
tarifário, não havendo a geração de diferenças financeiras entre os reajustes tarifários.
31. Outro financeiro apurado para as concessionárias que não precisa de
regulamentação às permissionárias é a CVA Rede Básica. No caso das permissionárias já é

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apurado financeiro Ajuste CUST, o qual tem o mesmo objetivo, apurar as diferenças de preços
entre processos tarifários em razão da ausência de concatenação das tarifas de distribuição e
transmissão.
32. Considerando as características do Contrato de Permissão e a legislação atinente
às Permissionárias, entende-se que o financeiro ora criado deva ser atualizado pela Selic até o
quinto dia útil ao processo tarifário das Permissionárias, dispensando o cálculo de Neutralidade
e Saldo a Compensar. Além disso, o tratamento proposto está aderente aos demais financeiros
já existentes para as Permissionárias.
33. Por fim, relativo ao cálculo da sobrecontratação/exposição de energia ao Mercado
de Curto Prazo da CCEE propõe-se que haja repasse tarifário integral do resultado das empresas
limitado à 105% da sobrecontratação em relação ao mercado regulatório. Os efeitos de
sobrecontratações acima do 105% poderão ser analisados de ofício pela ANEEL ou pleiteados
pelas permissionárias desde que demonstrado relevante impacto financeiro.
34. Já para exposição contratual ao Mercado de Curto Prazo, do mesmo modo que é
feito às concessionárias, propõe-se que seja analisada cada situação específica de exposição
involuntária contratual.
35. Dentre as contribuições mais relevantes relacionadas aos componentes
financeiros estão:
I – Cálculo do saldo a compensar
36. Nas contribuições feitas, solicitou-se a inclusão do cálculo do saldo dos
componentes financeiros, o qual é igual a diferença entre o faturamento, obtido pela aplicação
da tarifa das componentes financeiras ao mercado nos 12 meses anteriores, e o valor do
componente financeiro repassado no processo tarifário anterior.
37. Ocorre que o cálculo prospectivo é uma exclusividade da Conta de Variação dos
itens parcela A - CVA, regulamentados pela Portaria Interministerial nº 25/2002. Os outros

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componentes financeiros regulamentados não possuem o cálculo do saldo a compensar.
Entende-se que não cabe o estabelecimento desse componente nessa norma. Dessa forma,
entende-se que o pleito não deve ser acatado.
II – Cálculo da neutralidade dos custos de energia
38. Foi proposto o cálculo da diferença faturada total entre os custos de energia, isso
implica dizer que será feita a neutralidade inclusive de mercado.
39. O financeiro de energia tem como premissa ajustes de valores do cálculo
econômico entre processos tarifários, sendo que esses acertos devem ser feitos respeitando as
premissas do cálculo econômico. Desta forma, a neutralidade de mercado não se aplica.
Ademais, esse cálculo não está sendo estendido para as permissionárias que não compram
energia no mercado livre, assim acatar o pleito significaria não ser justo com as demais
permissionárias.
II.2 Dos normativos a serem aprimorados
40. Os aprimoramentos identificados no Relatório de Análise de Impacto Regulatório
nº 1/2021-SGT/SRM/ANEEL demandam alterações nos seguintes normativos:
(i) Submódulo 11.2 das Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret,
aprovado pela Resolução Normativa nº 905/2020;
(ii) Submódulo 12.6 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret,
aprovado pela Resolução Normativa nº 1003/2022; e
(iii) Submódulo 7.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret,
aprovado pela Resolução Normativa nº 1003/2022
II.3 De outros aprimoramentos propostos
41. Por uma questão de conveniência e oportunidade, na minuta do Submódulo 7.3,
propõe-se a exclusão do parágrafo:
"22. Não se aplicam os componentes de custos tarifários Encargos de
Serviços do Sistema – ESS, Encargo de Energia de Reserva - EER e Perdas na
Rede Básica associadas ao mercado da distribuidora para a concessionária

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ou permissionária suprida que seja agente da Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica - CCEE."
42. Por não serem agentes da CCEE, os ESS/EER são atribuídos de forma indireta às
distribuidoras supridas. Uma vez que essas distribuidoras passem a ser agente da CCEE, esses
encargos podem ser atribuídos diretamente a elas na sua integralidade. Nesse sentido, o
contrato de suprimento passa a ser mais um contrato bilateral dentre outros.
D I R E I T O
43. A decisão tem amparo nos seguintes dispositivos legais e regulamentares:
(a) Lei nº 5.899, de 1973; (b) Lei nº 9.427, de 1996; (c) Decreto nº 4.550, de
2002; (d) Lei nº 12.111, de 2009; (e) Lei nº 12.783, de 1995; (f) Decreto nº
7.805, de 2012; (g) Decreto nº 7.850, de 2012; e (h) Resolução Normativa nº
1.003/2022.
III. D I S P O S I T I V O
44. Diante do exposto e considerando o que consta do Processo
nº 48500.006256/2019-34, voto por APROVAR a emissão de Resolução Normativa, conforme
minuta anexa, que aprimora a alocação das cotas de garantia física de energia e de potência de
Angra I e II e de Itaipu para as distribuidoras com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano e
institui o cálculo do componente financeiro para permissionárias distribuidoras de energia
elétrica agentes da CCEE.
Brasília, 26 de julho de 2022.
(Assinado digitalmente)
RICARDO LAVORATO TILI
Diretor