Adequações dos Módulos 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 e 12 do PRORET.
Situação: vigente
Data de publicação: 2024-05-14

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL 

RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.091, DE 14 DE MAIO DE 2024 

Adequações dos Módulos 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 e 12 do PRORET. 

## Voto 

## Anexos 

## Texto Compilado 

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA –ANEEL, no uso de suas de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista no Decreto nº 10.139, de 28 de novembro de 2019, e na Portaria nº 6.405, de 27 de maio de 2020; e o que consta do Processo nº 48500.002521/2018-24, decide: 

Art. 1º  Aprovar as versões  2.4 do Submódulo 2.1, 2.1 do Submódulo 2.1A, 4.1 do Submódulo 2.2, 4.1 do Submódulo 2.5, 3.1 do Submódulo 2.5A, 2.2 do Submódulo 2.6, 1.1 do Submódulo 2.6A, 2.3 do Submódulo 2.7, 1.2 do Submódulo 2.7A, 1.2 do Submódulo 2.8, 1.5 do Submódulo 3.1, 1.1 do Submódulo 3.1A, 1.2 do Submódulo 3.2, 1.2 do Submódulo 3.2A, 1.1 do Submódulo 3.3, 1.1 do Submódulo 3.3A, 1.2 do Submódulo 4.2, 1.8 do Submódulo 4.4, 1.5 do Submódulo 4.4A, 1.2 do Submódulo 5.5, 2.0 do Submódulo 6.3, 2.2 do Submódulo 7.4, 1.2 do Submódulo 8.4, 4.4 do Submódulo 9.2, 1.1 do Submódulo 9.3, 2.1 do Submódulo 9.7, 2.0 do Submódulo 10.1, 2.0 do Submódulo 10.2, 1.1 do Submódulo 10.4, 1.2 do Submódulo 10.6, 2.3 do Submódulo 12.1, 2.1 do Submódulo 12.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, conforme anexos a essa Resolução. 

Art. 2º  Alterar o Quadro I do Anexo I da Resolução Normativa nº 1.003, de 1º de fevereiro de 2022, conforme a seguir: 

||MÓDULOS||Anexo||Versão||VIGÊNCIA|
|---|---|---|---|---|---|---|---|
||Submódulo 2.1 – Procedimentos Gerais||XI||2.4||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 2.1A – Procedimentos Gerais||XII||2.1||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 2.2 – Custos Operacionais||XIII||4.1||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 2.5 – Fator X||XVII||4.1||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 2.5A – Fator X||XVIII||3.1||Desde 03/06/2024|

||MÓDULOS||Anexo||Versão|Versão||VIGÊNCIA|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
||Submódulo 2.6 – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis||XIX||2.2|||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 2.6 A – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis||XIV||1.1|||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 2.7 – Outras Receitas||XX||2.3|||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 2.7 A – Outras Receitas||XXI||1.2|||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 2.8 – Geração Própria||XXII||1.2|||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais||XXIV||1.5|||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 3.1 A – Procedimentos Gerais – Aditivo contratual<br>2016||XXV||1.1|||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 3.2 – Custos de Aquisição de Energia||XXVI||1.2|||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 3.2 A – Custos de Aquisição de Energia – Aditivo<br>contratual 2016||XXVII||1.2|||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 3.3 – Custos de Transmissão||XXVIII||1.1|||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 3.3A – Custos de Transmissão||XXIX||1.1|||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 3.4 –Encargos Setoriais||XXX||1.1|||Desde 05/12/2022|
||Submódulo 3.4A – Encargos Setoriais||XXXI||1.1|||Desde 05/12/2022|
||Submódulo 4.2 – Conta de Compensação de Variação de<br>Valores de Itens da Parcela “A”||XXXIII||1.2|||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 4.2A – Conta de Compensação de Variação de<br>Valores de Itens da Parcela “A” – Aditivo contratual 2016|||Incorporado pelo Submódulo 4.2|||||
|||||p p|||||
||Submódulo 4.4 – Demais Componentes Financeiros||XXXVI|1.8||||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 4.4A – Demais Componentes Financeiros||XXXVII|1.5||||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 5.5 – Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia<br>Elétrica – TFSEE||XLII|1.2||||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 6.3 – Encargo de Conexão Regulado||XLVII|2.0||||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 7.4 – Tarifas para Centrais Geradoras||LVI|2.2||||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 8.4 – Reajuste e Revisão Tarifária Periódica||LVIII|1.2||||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 9.1 – Revisão Periódica das Receitas das<br>Concessionárias de Transmissão||LX|4.2||||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 9.2 – Revisão Periódica das Receitas das<br>Concessionárias de Transmissão Licitadas||LXI|4.4||||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 9.3 – Reajuste Anual das Receitas das<br>Concessionárias de Transmissão||LXII|1.1||||Desde 03/06/2024|
||Submódulo 9.5 - Cálculo da TUST para Geradores Participantes<br>de Leilões de Energia Nova|||||cancelado|||
||Submódulo 9.6 - Cálculo dos Encargos de Uso e Conexão|||||cancelado|||
||||||||||
||Submódulo 9.7 – Implementação de melhorias e reforços em<br>instalações sob responsabilidade de Concessionárias de<br>Transmissão||LXIII|2.1||||Desde 05/02/2024|

|MÓDULOS||Anexo|Versão|Versão||VIGÊNCIA|
|---|---|---|---|---|---|---|
|Submódulo 10.1 – Ritos dos processos de Revisões Tarifárias<br>de Distribuidoras||LXV|2.0|||Desde 03/06/2024|
|Submódulo 10.2 – Ritos dos processos de Reajustes Tarifárias<br>de Distribuidoras||LXVI|2.0|||Desde 03/06/2024|
|Submódulo 10.4 – Ritos dos processos de Reajustes das<br>Receitas das Transmissoras||LXVIII|1.1|||Desde 03/06/2024|
|Submódulo 10.6 – Informações Periódicas da Distribuição||LXIX|1.2|||Desde 03/06/2024|
|Submódulo 11.1 – Distribuidoras com Mercado Próprio inferior<br>a 700 GWh/Ano||LXX|1.5 C|||Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 12.1 – Revisão Periódica das receitas de geradoras||LXXII|2.3|||Desde 03/06/2024|
|Submódulo 12.4 – Autorização de Ampliações e Melhorias em<br>instalações de geração||LXXV|2.1|||Desde 03/06/2024|
||||||||
|MÓDULOS|||Versão|VIGÊNCIA|||
|Submódulo 2.1 – Procedimentos Gerais|||2.4|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 2.1A – Procedimentos Gerais|||2.1|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 2.2 – Custos Operacionais|||4.1|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 2.5 – Fator X|||4.1|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 2.5A – Fator X|||3.1|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 2.6 – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis|||2.2|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 2.6 A – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis|||1.1|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 2.7 – Outras Receitas|||2.4|Desde 27/01/2026|||
|Submódulo 2.7 A – Outras Receitas|||1.3|Desde 27/01/2026|||
|Submódulo 2.8 – Geração Própria|||1.2|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais|||1.5|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 3.1 A – Procedimentos Gerais – Aditivo contratual<br>2016|||1.1|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 3.2 – Custos de Aquisição de Energia|||1.2|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 3.2 A – Custos de Aquisição de Energia – Aditivo<br>contratual 2016|||1.2|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 3.3 – Custos de Transmissão|||1.1|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 3.3A – Custos de Transmissão|||1.1|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 3.4 –Encargos Setoriais|||1.1|Desde 05/12/2022|||
|Submódulo 3.4A – Encargos Setoriais|||1.1|Desde 05/12/2022|||
|Submódulo 4.2 – Conta de Compensação de Variação de<br>Valores de Itens da Parcela “A”|||1.2|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 4.2A – Conta de Compensação de Variação de<br>Valores de Itens da Parcela “A” – Aditivo contratual 2016|||Incorporado pelo Submódulo 4.2||||
|Submódulo 4.4 – Demais Componentes Financeiros|||1.8|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 4.4A – Demais Componentes Financeiros|||1.5|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 5.5 – Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia<br>Elétrica – TFSEE|||1.2|Desde 03/06/2024|||
|Submódulo 6.3 – Encargo de Conexão Regulado|||2.0|Desde 03/06/2024|||

|Submódulo 7.4 – Tarifaspara Centrais Geradoras|2.2|Desde 03/06/2024|
|---|---|---|
|Submódulo 8.4 – Reajuste e Revisão Tarifária Periódica|1.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo<br>9.1<br>–<br>Revisão<br>Periódica<br>das<br>Receitas<br>das<br>Concessionárias de Transmissão|4.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo<br>9.2<br>–<br>Revisão<br>Periódica<br>das<br>Receitas<br>das<br>Concessionárias de Transmissão Licitadas|4.4|Desde 03/06/2024|
|Submódulo<br>9.3<br>–<br>Reajuste<br>Anual<br>das<br>Receitas<br>das<br>Concessionárias de Transmissão|1.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 9.5 - Cálculo da TUST para Geradores Participantes<br>de Leilões de Energia Nova|cancelado||
|Submódulo 9.6 - Cálculo dos Encargos de Uso e Conexão|cancelado||
|Submódulo 9.7 – Implementação de melhorias e reforços em<br>instalações<br>sob<br>responsabilidade<br>de<br>Concessionárias<br>de<br>Transmissão|2.1|Desde 05/02/2024|
|Submódulo 10.1 – Ritos dos processos de Revisões Tarifárias<br>de Distribuidoras|2.0|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 10.2 – Ritos dos processos de Reajustes Tarifárias<br>de Distribuidoras|2.0|Desde 03/06/2024|
|Submódulo<br>10.4<br>–<br>Ritos<br>dos<br>processos<br>de<br>Reajustes<br>das<br>Receitas das Transmissoras|1.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 10.6 – Informações Periódicas da Distribuição|1.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 11.1 – Distribuidoras com Mercado Próprio inferior<br>a 700 GWh/Ano|1.5 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 12.1 – Revisão Periódica das receitas degeradoras|2.3|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 12.4 – Autorização de Ampliações e Melhorias em<br>instalações degeração|2.1|Desde 03/06/2024|

(Redação dada pela REN ANEEL 1.150, de 27.01.2026) 

Art. 3º. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação. 

## SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 

Este texto não substitui o publicado no D.O. de 22.05.2024, seção 1, p. 172, v. 162, n. 98 e o retificado no D.O. de 18.09.2024. 

## **ANEXO I MINUTA SUBMODULO 4.2** 

**ANEXO XXXIII** 

**Módulo 4: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição** 

**Submódulo 4.2** 

**CONTA DE COMPENSAÇÃO DE VARIAÇÃO DE VALORES DE ITENS DA PARCELA “A”** 

**Versão 1.2** 

## 1. OBJETIVO 

1. Estabelecer os procedimentos e critérios para a apuração do saldo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela “A", CVA, de que trata a Portaria Interministerial (PI) MF/MME nº 025, de 24 de janeiro de 2002, com redação alterada pela Portaria Interministerial MF/MME nº 361, de 26 de novembro de 2004, aplicáveis às concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. 

## 2. ABRANGÊNCIA 

2. Os critérios e procedimentos definidos neste submódulo são aplicáveis na apuração do saldo da CVA relativa aos processos tarifários realizados a partir de janeiro de 2015. 

## 3. ASPECTOS GERAIS 

3. Em um processo tarifário, os custos regulatórios são determinados por previsão e estão sujeitos a variações durante a vigência do novo período tarifário. Alguns custos possuem um mecanismo de captura dos desvios entre a previsão e o valor realizado, previsto pela PI MF/MME nº 025, de 2002. 

4. Assim, durante o ciclo tarifário, apuram-se os desvios destes custos em relação ao valor previsto na tarifa fixada no início de cada ciclo tarifário e que são compensados por ocasião do processo tarifário seguinte. 

5. Consoante PI MF/MME nº 025, de 2002, art. 1º, a CVA se destina a registrar as variações ocorridas no ciclo tarifário dos valores regulatórios dos seguintes itens de custo da Parcela “A”: 

(i) Tarifa de repasse de potência proveniente de Itaipu Binacional; 

(ii) Tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional; 

(iii) Quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; 

(iv) Quota de recolhimento à Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; 

(v) Tarifa de uso das instalações de transmissão integrantes da Rede Básica; 

(vi) Compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos; 

(vii) Encargos de serviços de sistema – ESS; 

(viii) Quotas de energia e custeio do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – Proinfa; e 

(ix) Custos de aquisição de energia elétrica. 

6. As variações de que trata o inciso ix do parágrafo 5 são calculadas em função das modificações de preços praticadas na aquisição de energia elétrica, incluídas as decorrentes do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, art. 28, §§ 3º e 4º. 

7. A CVA reflete variação de custo unitário (uso das instalações de transmissão integrantes da Rede Básica, transporte da energia de Itaipu, repasse de potência de Itaipu, compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos e aquisição de energia elétrica) ou variação de custo total (CCC, CDE, ESS, Proinfa e ajustes financeiros oriundos dos processos de determinação dos custos reais). 

8. Quando a CVA se referir a variações de custo unitário, o saldo é calculado pelo diferencial de preço, real e previsto, aplicado ao montante associado ao mês de competência para o respectivo custo. 

9. Quando a CVA se referir a variações de custo total, o saldo é calculado pelo diferencial de custo, real e previsto, do mês de competência para o respectivo custo. 

10. O saldo da CVA para cada item é definido como as diferenças calculadas conforme parágrafos 8 e 9, acrescidas das respectivas remunerações financeiras, taxa de juros SELIC, PI MF/MME 025, de 2002, art. 2º, §2º. 

11. Para fins de apuração do saldo, a CVA é segregada em duas partes: CVA 5º Dia Útil e CVA em Processamento. 

(i) A CVA 5º Dia Útil refere-se à diferença entre o somatório das despesas nas datas de pagamento e a previsão tarifária considerada no último processo tarifário homologado da concessionária, acrescida da remuneração financeira, taxa de juros SELIC para o período, até o 5º dia útil anterior à data do processo tarifário em processamento. 

(ii) A CVA em Processamento é obtida pela aplicação da remuneração projetada para o período de doze meses subsequentes sobre o saldo da CVA 5º dia útil e seu valor deverá ser considerado como componente financeiro no processo tarifário, PI MF/MME 025, de 2002, art. 3º, §2º. 

12. A taxa de juros projetada de que trata o parágrafo 11, item (ii), será dada pelo menor valor obtido pela comparação entre a taxa média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia – SELIC – para títulos públicos federais, divulgada pelo Banco Central do Brasil, referente aos trinta dias anteriores à data de reajuste tarifário anual, e a projeção de variação indicada no mercado futuro, trinta dias antes da data de reajuste tarifário anual, da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para prazo de doze meses, PI MF/MME 025, de 2002, art. 3º, §3º. 

**----- Start of picture text -----**<br>
SELIC entre a data da diferença e SELIC entre a data da diferença e<br>DespesaDespesa Cobertura TarifáriaCobertura Tarifária o  5º dia útil anterior ao processo o  5º dia útil anterior ao processo<br>tarifáriotarifário<br>Projeção da SELIC para os 12 Projeção da SELIC para os 12<br>CVA 5º DIA ÚTILCVA 5º DIA ÚTIL<br>meses subsequentesmeses subsequentes<br>CVA EM PROCESSAMENTOCVA EM PROCESSAMENTO<br>**----- End of picture text -----**<br>

Figura 1- Esquema Geral de Apuração da CVA em Processamento 

13. Ao final do período de compensação da CVA em Processamento, correspondente aos 12 meses subsequentes ao processo tarifário, será verificado se o saldo foi efetivamente compensado, por meio da CVA Saldo a Compensar, PI MF/MME 025, de 2002, art. 3º, §4º. 

14. A apuração da CVA Saldo a Compensar observará: 

   - (i) As variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição do processo tarifário da concessionária e o mercado verificado nos 12 meses da compensação; e 

   - (ii) A diferença entre a taxa projetada e a taxa SELIC verificada. 

15. O valor da CVA Saldo a Compensar deve ser considerado como componente financeiro no processo tarifário. 

**----- Start of picture text -----**<br>
CVA 5º Dia Útil CVA 5º Dia Útil<br>relativa ao processo relativa ao processo  Mercado Mercado  Selic realizadaSelic realizada<br>tarifário anteriortarifário anterior realizadorealizado<br>CVA faturada relativa ao CVA faturada relativa ao<br>CVA Devida CVA Devida  processo tarifário anterior processo tarifário anterior<br>CVA SALDO A COMPENSARCVA SALDO A COMPENSAR<br>**----- End of picture text -----**<br>

Figura 2- Esquema Geral de Apuração da _CVA Saldo a Compensar_ 

## 4. CVA 5º DIA ÚTIL 

16. O método de apuração da _CVA 5º dia útil_ de cada item da Parcela A será definido conforme a natureza da variação entre a previsão tarifária e o pagamento. Assim, a apuração da CVA foi dividida em três métodos, sendo estes: 

## (i) **Método Tipo 1: Variações de Custos.** 

O Método 1 é empregado para a apuração da _CVA 5º dia útil_ dos itens da Parcela A que tem seus valores definidos como cotas de custeio, em R$, bem como os oriundos dos processos de determinação dos custos reais. 

Para os elementos associados a variação de cotas de custeio, o saldo da CVA é obtido por meio da apuração da diferença entre as despesas realizadas, em R$, nas datas de pagamento e a respectiva previsão concedida, em R$, vigente na competência de apuração, acrescida da 

remuneração financeira até o 5º dia útil anterior à data do processo tarifário em processamento. 

O Método 1, referente às cotas de custeio, é utilizado para a apuração da _CVA 5º dia útil_ dos seguintes itens da Parcela A: CDE, Proinfa e ESS/EER. 

## (ii) **Método Tipo 2: Variações de Preços** . 

O Método 2 é empregado para a apuração da _CVA 5º dia útil_ dos itens da Parcela A que tem seus valores definidos pela aplicação de preços (R$/MW ou R$/MWh), ou custo médio, sobre montantes de potência ou energia (MW ou MWh). 

Por este método, o saldo da CVA é obtido por meio da aplicação da diferença de preços (R$/MW ou R$/MWh) nas datas de pagamento e a respectiva previsão tarifária (R$/MW ou R$/MWh) concedida no processo tarifário da concessionária, vigente na competência de apuração, sobre o montante de demanda ou energia contratada (MW ou MWh), acrescida da remuneração financeira até o 5º dia útil anterior à data do processo tarifário em processamento. 

O Método 2 é utilizado para a apuração da _CVA 5º dia útil_ dos seguintes itens da Parcela A: Transporte da energia de Itaipu, Rede Básica, CFURH e Compra de Energia. 

Para o caso da CVA de energia, considera-se as quantidades resultantes da contabilização da CCEE, se o contrato for modelado naquela câmara. 

## **(iii) Método Tipo 3: Ajustes Financeiros.** 

O Método 3 é empregado quando ocorrem alterações de valores de despesas e não houver variações de quantidades de potência ou de energia, sendo as coberturas relativas a competências já consideradas na apuração do saldo da CVA de anos anteriores, mas que, pelo regime de caixa, o ajuste financeiro se deu em data pertencente ao período de apuração da _CVA 5º dia útil._ 

Por este método, o saldo da CVA é obtido por meio da apuração dos valores dos ajustes financeiros, em R$, na data de pagamento ou recebimento, acrescidos da remuneração financeira até o 5º dia útil anterior à data do processo tarifário em processamento. 

O Método 3 pode ser utilizado para todos os itens da Parcela A de que trata o parágrafo 5 deste Submódulo, quando ocorrerem ajustes financeiros relativos a competências consideradas na apuração do saldo da CVA de anos anteriores. 

17. Os valores de previsão são aqueles utilizados no processo que definiu as tarifas homologadas vigentes na data de competência do cálculo das diferenças. 

18. Para os valores de efetivo pagamento, são empregadas as informações encaminhadas pela CCEE e os registros do banco de pagamentos fiscalizados pela SFF. 

19. A distribuidora encaminhará os dados de pagamentos até o 10º dia do segundo mês posterior ao fechamento daquele em que forem efetuados os pagamentos, conforme orientações da SFF. Até D-25 a SFF deverá comunicar à STR o resultado da fiscalização do banco de pagamentos, indicando eventuais ajustes a serem considerados na apuração da CVA. Por sua vez, a STR disponibilizará, mensalmente, os cálculos parciais das CVAs das concessionárias. A STR encaminhará o memorial de cálculo preliminar do saldo da CVA para a distribuidora em RPO-25, tendo a empresa até RPO-17 para apresentar considerações finais quanto a apuração. A apuração da CVA será finalizada até RPO-11, com posterior encaminhamento da planilha para a concessionária. 

20. Para o cálculo do saldo da CVA 5º dia útil, o período de apuração será formado pelas competências a partir do último mês considerado no cálculo da CVA anterior até a competência cujo pagamento ocorra até 30 (trinta) dias antes do processo tarifário. Ressalta-se que somente serão consideradas as competências de pagamentos de compra de energia provenientes de CCEAR-Q, CCEAR-D, Itaipu, CCEN e CCGF, se tiver ocorrido a respectiva liquidação centralizada na CCEE. 

21. A efetiva fiscalização do saldo da CVA no 5º dia útil é efetuada pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL – segundo regulamento próprio. 

## **4.1. APLICAÇÃO DO MÉTODO 1** 

## **4.1.1. Conta de Desenvolvimento Energético** 

22. A CDE foi criada pela Lei nº 10.438/2002, posteriormente alterada pelas Leis nº 10.762/2003, nº 10.848/2004, 12.783/2013, 13.299/2016 e 13.360/2016 e regulamentada pelos Decretos nº 7.891/2013 e 9.022/2017, para: 

- (i) promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados; 

- (ii) promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional; 

- (iii) custear a subvenção econômica destinada à modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais integrantes da Subclasse Residencial Baixa Renda; 

- (iv) prover recursos para previsão dos dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC ; e 

- (v) custear os descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição e transmissão de energia elétrica; 

- (vi) custear a subvenção para cooperativas de eletrificação rural devido à reduzida densidade de carga em relação à principal distribuidora supridora; 

- (vii) custear Programas de Desenvolvimento e Qualificação de Mão de Obra Técnica, no segmento de instalação de equipamentos de energia fotovoltaica; e 

   - (viii) custear a gestão e movimentação da CDE, da CCC e da RGR pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, incluídos os custos administrativos, os custos financeiros e os tributos. 

23. O pagamento das cotas de custeio da CDE é realizado mensalmente pelas distribuidoras do Sistema Interligado Nacional – SIN – à CCEE. 

24. Os dados de pagamento são obtidos a partir das informações da fiscalização da SFF. 

25. A previsão tarifária anual concedida à concessionária para fazer frente aos pagamentos das cotas de CDE corresponde ao valor considerado para este encargo setorial no processo tarifário anterior ao mês de competência da previsão. Em termos mensais, a previsão tarifária corresponde à anual dividida por 12. 

26. A apuração do saldo da CVA da CDE é efetuada em duas partes: CDE Uso e CDE Energia. 

27. O saldo da CVA 5º dia útil referente à CDE Uso será obtido: 

_onde:_ 

𝑃𝐺𝑇𝑂_𝐶𝐷𝐸𝑚𝑈𝑆𝑂 _: valor do duodécimo da cota da CDE Uso, definida pela ANEEL em resolução específica, referente ao mês de competência m;_ 

𝐶𝑇_𝐶𝐷𝐸𝑚𝑈𝑆𝑂 _: valor da cobertura da cota da CDE Uso, em R$, considerado no processo tarifário anterior ao mês de competência m;_ 

𝐷𝑃 _: é a data de pagamento;_ 

5𝐷𝑈 _: é a data que representa o quinto dia útil anterior à data do processo tarifário sob cálculo;_ 

_e_ 

𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝑘 _: número índice da taxa SELIC referente à data k._ 

28. O saldo da CVA 5º dia útil referente à CDE Energia será obtido: 

_onde:_ 

𝑃𝐺𝑇𝑂_𝐶𝐷𝐸𝑚𝐸𝑁𝐸𝑅𝐺𝐼𝐴 _: valor do duodécimo da cota da CDE Energia, definida pela ANEEL em resolução específica, referente ao mês de competência m; e_ 

𝐶𝑇_𝐶𝐷𝐸𝑚𝐸𝑁𝐸𝑅𝐺𝐼𝐴 _: valor da cobertura da cota da CDE Energia, em R$, considerado no processo tarifário anterior ao mês de competência m._ 

29. Para a previsão tarifária da CDE relativa ao mês de competência coincidente com o mês do reajuste ou revisão tarifária, ordinária ou extraordinária, da concessionária, o valor será pro rata die considerando as informações referentes ao mês precedente e ao subsequente da data do processo tarifário, conforme fórmula a seguir: 

_onde:_ 

_D: quantidade de dias do mês do processo tarifário da distribuidora;_ 

_m: índice para o mês do ano civil, sendo m_ Î _{1; 2; 3… 12};_ 

- _T: conjunto composto pela CDE Uso e CDE Energia; e_ 

_δ: dia de início de vigência do processo tarifário da distribuidora._ 

30. A CVA CDE Energia (Decreto 7.945 ou Conta ACR) será apurada apenas nos casos em que as cotas homologadas pela ANEEL não forem concatenadas com os processos de reajuste e revisão tarifária. 

## **4.1.2. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica** 

31. O Proinfa foi instituído pela Lei nº 10.438/2002, com redação alterada pelas Leis nº 10.762/2003 e nº 10.889/2004, com o objetivo de aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica, privilegiando empreendedores que não tenham vínculos societários com concessionárias de geração, transmissão, ou distribuição de energia elétrica, e visando, também, o aumento da participação de agentes no setor elétrico. 

32. O pagamento das cotas de custeio do Proinfa é realizado mensalmente pelas distribuidoras do SIN à Eletrobrás. 

33. Os dados de pagamento são obtidos a partir de informações da fiscalização da SFF. 

34. A cobertura tarifária anual concedida à concessionária para fazer frente aos pagamentos das cotas de Proinfa corresponde ao valor considerado no processo tarifário anterior ao mês de competência da previsão. Em termos mensais, a cobertura tarifária corresponde à previsão tarifária anual dividida por 12. 

35. O saldo da CVA 5º dia útil referente ao Proinfa será obtido conforme a seguinte fórmula: 

_onde:_ 

𝑃𝐺𝑇𝑂_𝑃𝑅𝑂𝐼𝑁𝐹𝐴𝑚 _: valor do duodécimo da cota do Proinfa, definida pela ANEEL em resolução específica, referente ao mês de competência_ 𝑚 _; e_ 

𝐶𝑇_𝑃𝑅𝑂𝐼𝑁𝐹𝐴𝑚 _: valor da cota do Proinfa, em R$, considerado no processo tarifário anterior ao mês de competência m._ 

36. Para a previsão tarifária do Proinfa relativa ao mês de competência coincidente com o mês do reajuste ou revisão tarifária, ordinária ou extraordinária, da concessionária, o valor será pro rata die considerando as informações referentes ao mês precedente e ao subsequente da data do processo tarifário, conforme fórmula a seguir: 

## _mês de processo tarifário_ ⇒𝐶𝑇_𝑃𝑅𝑂𝐼𝑁𝐹𝐴[𝑚] 

## **4.1.3. Encargo de Serviços do Sistema** 

37. Para fins de cálculo da CVA ESS, considera-se Encargo de Energia de Reserva - EER - como componente de formação do custo ESS. 

38. O Decreto nº 5.163, de 2004, estabeleceu que a contabilização e a liquidação do ESS são efetuadas pela CCEE, conforme as Regras e Procedimentos de Comercialização de Energia, e que os serviços do sistema devem ser compostos inclusive pelos serviços ancilares prestados aos usuários do SIN, compreendendo, dentre outros: 

- (i) os custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito, por restrições de transmissão dentro de cada submercado; 

- (ii) a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos geradores para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; 

- (iii) a reserva de capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador em Procedimentos de Rede do ONS, necessária para a operação do sistema de transmissão; e 

- (iv) a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. 

39. O EER, conforme previsto no Decreto nº 6.353, de 2008, representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN, proveniente de usinas especialmente contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os custos administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica do SIN. 

40. Os pagamentos associados ao ESS e ao EER são contabilizados e liquidados mensalmente pelas distribuidoras do SIN no âmbito da CCEE, conforme Regras de Comercialização. 

41. Para fins de apuração da CVA de ESS/EER serão utilizados os valores informados pela CCEE relativos à contabilização, **evento 0 (zero)** , conforme regras definidas no Módulo 10 – Consolidação de Resultados das Regras de Comercialização, que serão consolidados pela ANEEL por meio das variáveis: 

- 𝑉𝐿_𝐸𝑁𝐶𝐴𝑅𝐺𝑂𝑆𝑎,𝑚 : Total de pagamentos de ESS do perfil de agente “ 𝑎 ”, no mês de apuração “ 𝑚 

- 𝑉𝐿_𝑇𝐴𝑅_𝐸𝑁𝐶𝑎,𝑚 : Total de Alívio Retroativo Referente ao Pagamento de Encargos do perfil de agente “ 𝑎 ”, no mês de apuração “ 𝑚 ”. 

- 𝑉𝐿_𝐴𝐽_𝐸𝐸𝑅_𝐶𝑎,𝑚 : Valor de EER final ajustado, com sucessão, do perfil de agente “ 𝑎 ”, no mês de apuração “ 𝑚 ”. 

- 𝑉𝐿_𝑅𝐸𝑆_𝐸𝑋𝐶𝐷_𝐸𝑅𝑎,𝑚 : Valor do Excedente Financeiro da Energia de Reserva por cada perfil de “ 𝑎 ”, no mês de apuração “ 𝑚 ”. 

- 𝑉𝐿_𝐸_𝐷𝐸𝑆𝐶𝑎,𝑚 : Valor dos ajustes decorrentes do custo de descolamento de usinas que se enquadrem na situação PLD<CVU≤CMO, do perfil do agente “ 𝑎 ”, no mês de apuração “ 𝑚 ”. 

42. Para a definição das datas de pagamento, será empregado o Calendário da Liquidação Financeira da Energia de Reserva para EER e o Calendário da Liquidação Financeira para ESS, ambos disponíveis no sítio da CCEE. 

43. A previsão tarifária anual concedida à concessionária para fazer frente aos pagamentos de ESS/EER corresponde ao valor considerado para estes encargos setoriais no processo tarifário anterior ao mês de competência da previsão. Em termos mensais, a previsão tarifária corresponde à previsão tarifária anual, 𝐶𝑇_𝐸𝑆𝑆 e 𝐶𝑇_𝐸𝐸𝑅 , dividida por 12. 

44. A previsão tarifária anual concedida à concessionária para fazer frente aos pagamentos de ESS e de EER corresponde ao valor considerado para cada um desses encargos, separadamente, no processo tarifário anterior ao mês de competência da previsão. Em termos mensais, a previsão tarifária corresponde à anual dividida por 12. 

45. O saldo da _CVA 5º dia útil_ referente ao ESS/EER será obtido conforme a seguinte fórmula: 

- (i) Para o subcomponente ESS: 

## _onde:_ 

𝐶𝑇_𝐸𝑆𝑆[𝑚] _: valor da cobertura do ESS, em R$, considerado no processo tarifário anterior ao mês de competência m._ 

- (ii) Para o subcomponente EER: 

_onde:_ 

𝐶𝑇_𝐸𝐸𝑅[𝑚] _: valor da cobertura do EER, em R$, considerado no processo tarifário anterior ao mês de competência m._ 

46. Para a previsão tarifária do ESS e do EER relativa ao mês de competência coincidente com o mês do reajuste ou revisão tarifária, ordinária ou extraordinária, da concessionária, o valor será pro rata die considerando as informações referentes ao mês precedente e ao subsequente da data do processo tarifário, obtido conforme a seguinte fórmula: 

## _mês de processo tarifário_ ⇒𝐶𝑇_𝐸𝑆𝑆[𝑚] 

## _mês de processo tarifário_ ⇒𝐶𝑇_𝐸𝐸𝑅[𝑚] 

## **4.2. APLICAÇÃO DO MÉTODO 2** 

## **4.2.1. Transporte de Itaipu** 

47. O Transporte da energia de Itaipu refere-se ao custo com as instalações de transmissão, que não integram a Rede Básica, e são de uso exclusivo da UHE Itaipu. O pagamento é realizado mensalmente pelas distribuidoras cotistas a Furnas Centrais Elétricas S.A. - Furnas. 

48. A CVA de Transporte de Itaipu tem como finalidade capturar a diferença de preços entre a tarifa de transporte da energia de Itaipu vigente na data de pagamento e a de previsão tarifária considerada no processo tarifário da concessionária, na data de competência, aplicada sobre o montante de potência contratada. 

49. Os valores mensais da potência contratada, bem como a respectiva tarifa de transporte da energia elétrica proveniente da UHE Itaipu, são definidos pela ANEEL em resolução específica. 

50. Os dados de pagamento são obtidos a partir de informações da fiscalização da SFF. 

51. A tarifa de previsão tarifária concedida à concessionária para fazer frente aos pagamentos do custo do Transporte de Itaipu corresponde à considerada no processo tarifário anterior ao mês de competência. 

52. O saldo da CVA 5º dia útil referente ao Transporte de Itaipu será obtido conforme a seguinte fórmula: 

## _onde:_ 

𝑃𝐺𝑇𝑂_𝐼𝑇𝑚 _: pagamentos de Transporte de Itaipu, referente ao mês de competência m incluindo o respectivo pagamento do PIS e da COFINS;_ 

𝑇𝑇𝐼[𝑚] _: tarifa de transporte da energia proveniente da UHE Itaipu, definida pela ANEEL em resolução específica, vigente no mês de competência m;_ 

𝑇𝑇𝐼_𝐶𝑇[𝑚] _: tarifa de transporte da energia proveniente da UHE Itaipu considerada como cobertura no processo tarifário anterior no mês de competência m; e_ 

𝑃𝐼[𝑚] _: montante de potência contratada relativa à UHE Itaipu, definida pela ANEEL em resolução específica, no mês de competência m._ 

53. Para a previsão tarifária de Transporte da energia proveniente de Itaipu relativa ao mês de competência coincidente com o mês do reajuste ou revisão, ordinária ou extraordinária, tarifária da 

concessionária, o valor será pro rata die considerando as informações referentes ao mês precedente e ao subsequente da data do processo tarifário, obtido conforme a seguinte fórmula: 

## **4.2.2. CFURH** 

54. A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) foi criada pela Lei n.º 7.990, de 1989, que institui, para os Estados, Distrito Federal e Municípios, compensação financeira pelo aproveitamento de recursos hídricos. O pagamento da CFURH é realizado mensalmente à União pelas geradoras enquadradas nos critérios definidos na Lei n.º 7.990, de 1989, conforme valores definidos pela ANEEL. 

55. O valor mensal da CFURH corresponde a um fator de 6,75% do valor da energia constante da fatura, excluídos os tributos e empréstimos compulsórios, sendo que o valor da energia constante da tarifa é obtido pela aplicação da Tarifa Atualizada de Referência – TAR – homologada anualmente pela ANEEL sobre a energia mensal gerada pela respectiva hidrelétrica. 

56. A CVA referente à CFURH aplica-se às distribuidoras que possuem usinas hidrelétricas pagadoras deste encargo e tem como finalidade capturar a diferença de preços entre a TAR vigente na data de pagamento e a TAR de previsão tarifária considerada no processo tarifário da distribuidora, aplicada sobre o montante de energia gerada pela usina. 

57. Os dados de pagamento são obtidos a partir de informações da fiscalização da SFF. 

58. A tarifa de previsão tarifária concedida à concessionária para fazer frente aos pagamentos da CFURH corresponde à TAR considerada no processo tarifário anterior ao mês de competência. 

59. O saldo da _CVA 5º dia útil_ referente à CFURH será obtido conforme a seguinte fórmula: 

## _onde:_ 

𝑃𝐺𝑇𝑂_𝑇𝐴𝑅[𝑚] _: pagamento CFURH relativo ao mês de competência m;_ 

𝑇𝐴𝑅_𝐶𝑇[𝑚] _: tarifa atualizada de referência considerada no processo tarifário anterior ao mês de competência m; e_ 

𝐸_𝐶𝐹𝑈𝑅𝐻[𝑚] _: montante mensal de energia gerada pela usina, no mês de competência m._ 

60. Para a previsão tarifária da CFURH relativa ao mês de competência coincidente com o mês do reajuste ou revisão, ordinária ou extraordinária, tarifária da concessionária, o valor será pro rata die considerando as informações referentes ao mês precedente e ao subsequente da data do processo tarifário, obtido conforme a seguinte fórmula: 

## **4.2.3. Rede Básica** 

61. O custo de Rede Básica para a distribuidora refere-se às despesas associadas ao uso das instalações de transmissão integrantes da Rede Básica (incluído os transformadores de fronteira) e das Demais Instalações de Transmissão – DIT – compartilhadas entre distribuidoras, sendo compostas pelos itens a seguir: 

- (i) Uso pela distribuidora das instalações de Rede Básica e DIT compartilhadas entre distribuidoras; 

- (ii) Uso pela usina de Itaipu das instalações de Rede Básica; e 

- (iii) Uso pelas centrais geradoras, conectadas em nível de tensão de 88 kV ou 138 kV, do sistema de transmissão. 

- (iv) Valores do Adicional de Encargo de Uso do Sistema de Transmissão – ADCEUST e a Parcela de Ineficiência por ultrapassagem – PI. 

62. As tarifas de uso do sistema de transmissão (TUST) são homologadas pela ANEEL em resoluções específicas. 

63. Para a apuração do saldo da CVA, é necessário obter a tarifa média de previsão para comparar com o custo efetivo associado às despesas de Rede Básica para o respectivo mês de competência. 

64. Há dois postos tarifários no âmbito da transmissão: ponta e fora ponta. 

65. Os montantes de uso pertencentes à Rede Básica são contratados pelas distribuidoras por meio da celebração de contratos de uso do sistema de transmissão (CUST) com o ONS. 

66. Para fins de apuração da CVA, em relação ao MUST, empregam-se os dados disponibilizados pela Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL e considerados nos processos tarifários. 

67. Para a tarifa média de cobertura para rede básica no período de ponta do processo tarifário, no mês m, considera-se: 

_onde:_ 

𝐸𝑈𝑆𝑇_𝐶𝑂𝐵𝑅𝐵𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 𝑚 _: encargo de uso do sistema de transmissão empregado como cobertura no período de ponta, em R$, no processo anterior ao do mês de competência m;_ 

𝐸𝑈𝑆𝑇_𝐶𝑂𝐵𝑅𝐵𝐹𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 𝑚 _: encargo de uso do sistema de transmissão empregado como cobertura no período de ponta, em R$, no processo anterior ao do mês de competência m; e_ 

𝑅𝐵_𝐶𝑂𝐵𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢𝑚𝑇𝑈𝑆𝐷𝑔_𝑂𝑁𝑆_𝐶𝑂𝐵𝑚𝑇𝑈𝑆𝐷𝑔_𝑇_𝐶𝑂𝐵𝑚𝑀𝑈𝑆𝑇𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎𝑚 _: montante de uso do sistema de transmissão para o período de ponta, em MW, empregado como cobertura no processo anterior ao do mês de competência m._ 

68. Para a tarifa média de cobertura para rede básica no período de fora de ponta do processo tarifário, no mês m, considera-se: 

_onde:_ 

𝐸𝑈𝑆𝑇_𝐶𝑂𝐵𝑅𝐵𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 𝑚 _: encargo de uso do sistema de transmissão empregado como cobertura no período fora de ponta, em R$, no processo anterior ao do mês de competência m;_ 𝐸𝑈𝑆𝑇_𝐶𝑂𝐵𝑅𝐵𝐹𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 𝑚 _: encargo de uso do sistema de transmissão empregado como cobertura no período fora de ponta, em R$, no processo anterior ao do mês de competência m; e_ 𝑀𝑈𝑆𝑇𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎𝑅 _: montante de uso do sistema de transmissão para o período fora de ponta, em MW, empregado como cobertura no processo anterior ao do mês de competência m._ 

69. Para a tarifa média de Rede Básica relativa à previsão tarifária do mês de competência coincidente com o mês do processo tarifário da concessionária, seu valor será obtido pro rata die para o mês precedente e o subsequente, em função da data do processo tarifário, conforme a seguinte fórmula: 

_mês de processo tarifário_ ⇒𝑇𝑀𝑅𝐵𝑃𝑆𝑇𝑚 

_onde:_ 

_PST: conjunto dos postos tarifários ponta e fora de ponta._ 

70. Para fins de apuração dos pagamentos a serem considerados na CVA de Rede Básica, as informações serão obtidas por meio dos pagamentos fiscalizados pela SFF. 

71. Serão consideradas as datas de pagamento conforme fiscalização da SFF. 

72. Os montantes informados pela SGT serão distribuídos proporcionalmente ao valor pago na respectiva competência. 

73. O saldo da CVA 5º dia útil referente à Rede Básica será obtido conforme a fórmula: 

_onde:_ 

𝑃𝐺𝑇𝑂_𝑅𝐵[𝑚] _: pagamento de custos da Rede Básica, em R$, no mês de competência m;_ 

𝐶𝑂𝐵_𝑅𝐵[𝑚] _: cobertura tarifária de Rede Básica, em R$, no mês de competência m;_ 

𝐺𝐿𝑂𝑆𝐴_𝑅𝐵[𝑚] _: glosa de valores, em R$, no mês de competência m, relativos à aplicação dos critérios de eficiência na contratação de Rede Básica definidos nos regulamentos pela ANEEL;_ 

𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 𝐴𝑉𝐷 𝑇𝑅𝐼𝐵[𝑚] _: Valor total do AVD com tributos, em R$, verificado no mês de competência m; e_ 

𝑃𝐼𝑆_𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆[𝑚] _: montante de PIS/PASEP e COFINS, em R$, expresso no AVD, no mês de competência m._ 

## 74. Sendo que: 

_onde:_ 

𝑅𝐵_𝐶𝑂𝐵𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢𝑚 _: despesa relativa ao uso da Rede Básica pela UHE Itaipu, em R$, empregado como cobertura no processo anterior ao do mês de competência m;_ 

𝑇𝑈𝑆𝐷𝑔_𝑂𝑁𝑆_𝐶𝑂𝐵[𝑚] _: despesa da componente “parcela relativa ao custeio do ONS da TUSDg”, aplicável às centrais geradoras conectadas no nível de tensão de 138 kV ou 88 kV, em R$, empregado como cobertura no processo anterior ao do mês de competência m;_ 

𝑇𝑈𝑆𝐷𝑔_𝑇_𝐶𝑂𝐵[𝑚] _: despesa da componente “parcela relativa ao fluxo de exportação para a rede básica da TUSDg”, aplicável às centrais geradoras conectadas no nível de tensão de 138 kV ou 88 kV, em R$, empregado como cobertura no processo anterior ao do mês de competência m;_ 

𝑀𝑈𝑆𝑇𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎𝑚 _: montante de uso do sistema de transmissão para o período de ponta, em MW, informado pela SGT para o mês de competência m; e_ 

𝑀𝑈𝑆𝑇𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎𝑚 _: montante de uso do sistema de transmissão para o período de fora de ponta, em MW, informado pela SGT para o mês de competência m._ 

75. Para a apuração da glosa de energia, serão considerados os valores dos seguintes itens constantes dos Avisos de Débito (AVD) emitidos pelo ONS (Módulo 15, Administração de serviços de encargos de transmissão dos Procedimentos de Rede – contendo os valores a serem pagos pelas distribuidoras pelo uso dos ativos da Rede Básica, uso da Rede Básica pela UHE Itaipu e as componentes de despesa relativa às centrais geradoras conectadas em sua rede no nível de tensão 138 kV e 88 kV): 

- (i) EUST (Adicional): Refaturamento do encargo de uso do sistema de transmissão; 

- (ii) Redução Onerosa de MUST; 

- (iii) Parcela de Ineficiência na Sobrecontratação (PIS); 

- (iv) Adicional Ressarcimento por Sobrecarga; 

- (v) Adicional pela contratação pelo uso do sistema de transmissão (ADCEUST): No caso da distribuidora cuja concessão não foi prorrogada nos termos do Decreto n° 8.461/2015 ou que não assinou o termo aditivo ao contrato de concessão nos termos do Despacho nº 2.194/2016. 

- (vi) Parcela de Ineficiência por Ultrapassagem (PIU): No caso da distribuidora cuja concessão não foi prorrogada nos termos do Decreto n° 8.461/2015 ou que não assinou o termo aditivo ao contrato de concessão nos termos do Despacho nº 2.194/2016. 

- (vii) 4/3 (quatro terços) da Parcela de Ineficiência por Ultrapassagem (PIU): No caso da distribuidora cuja concessão foi prorrogada nos termos do Decreto n° 8.461/2015 ou que assinou o termo aditivo ao contrato de concessão nos termos do Despacho nº 2.194/2016. 

76. Especificamente em relação ao item EUST (Adicional), a glosa não será aplicada quando se tratar de faturamento com competência posterior à celebração de aditivo do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST –, sujeito ao pleito e à apresentação dos documentos comprobatórios pela concessionária. 

77. Deverão ser considerados na apuração da glosa os custos associados à contratação de ponto não conectado por responsabilidade da distribuidora. 

78. Para os casos em que a distribuidora possua custos de rede básica e não haja celebrado CUST com o ONS, a apuração da CVA Rede Básica será feita por meio do método 1, ou seja, por meio da apuração da diferença entre as despesas realizadas, em R$, nas datas de pagamento e a respectiva previsão concedida, em R$, vigente na competência de apuração, acrescida da remuneração financeira até o 5º dia útil anterior à data do processo tarifário em processamento. 

## **4.2.4. Compra de Energia** 

79. Nos processos tarifários, é concedida previsão tarifária para o atendimento da carga regulatória da concessionária, refletida pela aplicação de uma tarifa média de compra de energia sobre a energia requerida. 

80. O repasse tarifário da diferença entre os preços praticados dos contratos de compra de energia e a tarifa média de previsão tarifária considerada no processo tarifário da distribuidora, limitado à carga regulatória, será realizado por meio da apuração de dois componentes distintos: 

𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐸𝑁𝐸𝑅𝐺𝐼𝐴 = 𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐶𝑂𝑁𝑇𝑅𝐴𝑇𝑂𝑆 −𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐺𝐿𝑂𝑆𝐴 (19) 

_onde:_ 

𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐶𝑂𝑁𝑇𝑅𝐴𝑇𝑂𝑆 _: componente relativo ao repasse das diferenças entre os preços dos contratos de compra de energia e a tarifa média de previsão tarifária considerada no processo tarifário da distribuidora, em R$; e_ 

𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐺𝐿𝑂𝑆𝐴 _: componente relativo à glosa de energia decorrente de ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica, em R$._ 

81. Quando ocorrer recontabilizações de montantes contratuais, de carga e dos resultados do mercado de curto prazo, para as competências a partir de janeiro de 2015, será automaticamente apurado ajuste financeiro com o objetivo de refletir as alterações no resultado da 𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐸𝑁𝐸𝑅𝐺𝐼𝐴 considerada em processo tarifário, o qual será repassado pelo Método 3. 

82. O recálculo de que trata o parágrafo anterior será realizado até 5 anos após seu mês de competência. 

83. Situações excepcionais de recontabilizações de montantes contratuais ou de carga trazidas pelas concessionárias ou identificadas pela ANEEL poderão ser tratadas em processos específicos, desde que o ajuste financeiro resultante do cálculo seja considerado relevante. 

84. O saldo da 𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐶𝑂𝑁𝑇𝑅𝐴𝑇𝑂𝑆 será obtido conforme: 

_onde:_ 

𝐷𝑃 _: é a data de pagamento;_ 

5𝐷𝑈 _: é a data que representa o quinto dia útil anterior à data do processo tarifário sob cálculo;_ 

𝑇𝑀_𝐶𝑇[𝑚] _: é a tarifa média de compra de energia referente ao mês de competência m, estabelecida no processo tarifário imediatamente anterior ao mês de competência;_ 

𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝑘 _: número índice da taxa SELIC referente à data k;_ 

𝐸 _: conjunto dos contratos da distribuidora, modelados ou não na CCEE;_ 

𝑀 _: conjunto dos meses de cálculo do saldo da CVA;_ 

𝑃𝑅𝑒,𝑚 _: preço de repasse regulatório, obtido conforme aplicação das restrições de repasse dos custos unitários, definidas no Submódulo 6.1 do PRORET; e_ 

𝑄𝑀𝑒,𝑚 _: quantidade mensal de energia associada ao contrato “e”, no mês de apuração “m”, associada ao último evento contábil disponibilizado pela CCEE._ 

85. Para a previsão tarifária da compra de energia relativa ao mês de competência coincidente com o mês do processo tarifário da concessionária, o valor será pro rata die considerando as informações referentes ao mês precedente e ao subsequente da data do processo tarifário. O valor do pro rata die da tarifa média é dado pela seguinte fórmula: 

## _mês de processo tarifário_ ⇒ 

86. A componente 𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝐺𝐿𝑂𝑆𝐴 , que tem como finalidade limitar o repasse das diferenças de preços associados apenas aos montantes contratuais para o atendimento da carga regulatória da distribuidora, será obtido conforme a seguinte fórmula: 

_onde:_ 

𝑃𝑅𝑀𝑚 _: preço de repasse médio, histórico, dos contratos de compra de energia, para fins de valoração da glosa de energia, no mês de competência “_ 𝑚 _”, em R$/MWh; e_ 

𝐺𝑙𝑜𝑠𝑎𝑚 _: glosa de energia relativa às perdas acima da meta regulatória no mês de competência “_ 𝑚 _”, em MWh; e_ 

𝐹𝐶𝑀𝑚 _= fator de atualização obtido pela relação entre o delta atualizado para o quinto dia útil e o valor histórico, ambos definidos no cálculo das diferenças entre preço dos contratos e coberturas tarifárias, para o mês m._ 

Sendo que: 

87. A glosa de energia é obtida por: 

_onde:_ 

𝑇𝑅𝐶𝑚 _: carga da distribuidora no mês “_ 𝑚 _”, obtida a partir dos dados de consumo medido da CCEE, em MWh;_ 

𝑄𝑀𝑒,𝑚 _: energia contratada pela distribuidora no mês “m”, em MWh;_ 𝐸𝑚𝑟𝑒𝑞 _: energia requerida pela distribuidora no mês “m”, em MWh; e_ 

𝑁𝑀 _: conjunto de contratos não modelados na CCEE da distribuidora._ 

Sendo: 

_onde:_ 

𝜋𝑚 _: percentual médio de perda de energia relativo ao mês_ 𝑚 _, definido no processo tarifário imediatamente anterior ao do mês em análise e atualizado de acordo com o mercado realizado._ 

𝑓𝑜𝑟𝑛 𝐸𝑎,𝑚 _: montante de energia elétrica faturada aos clientes da distribuidora para uso final pela concessionária “_ 𝑎 _” no mês “_ 𝑚 _”, em MWh;_ 

𝐸𝑎,𝑚𝑠𝑢 _: montante de energia elétrica faturada a outras empresas de distribuição para revenda a consumidores finais pela concessionária “_ 𝑎 _” no mês “_ 𝑚 _”, em MWh;_ 𝑆𝑈 𝑃𝑅𝑂𝑝𝑎𝑚 _: energia de PROINFA correspondente às supridas da concessionária “_ 𝑎 _” no mês “_ 𝑚 _”, em MWh; e_ 

_M: conjunto dos meses que compõe o cálculo do saldo da CVA de energia._ 

88. No cálculo da glosa deve-se empregar as últimas contabilizações disponíveis. 

89. O preço de repasse médio dos contratos de compra de energia, utilizado na valoração de glosa de perdas 𝑃𝑅𝑀𝑚 será obtido pela aplicação da seguinte fórmula: 

_onde:_ 

𝑒∈𝐶𝐶𝐸𝐸 _= contratos modelados na CCEE; e_ 

𝑒∉𝐶𝐶𝐸𝐸 _= contratos não modelados na CCEE._ 

90. O percentual de perdas sobre energia vendida para o mês “ 𝑚 ”, 𝜋𝑚 , corresponde ao valor percentual das perdas regulatórias de distribuição e rede básica sobre a energia vendida para o mês “ 𝑚 ”. 

_onde_ 

𝑃𝐷𝑚𝐼𝑅𝑇 _: perdas anuais no sistema de distribuição, calculada pela multiplicação de mercado do mês πm e o percentual de perdas da distribuição consideradas no processo tarifário anterior._ 

𝑃𝑅𝐵𝑚𝐼𝑅𝑇 _: perdas anuais na rede básica do SIN, calculada pela multiplicação de mercado do mês πm e o percentual de perdas da Rede Básica consideradas no processo tarifário anterior._ 

91. A formulação das perdas, em cada processo tarifário, é a seguinte: 

_onde:_ 

𝑃𝐷 _: perdas no sistema de distribuição;_ 

𝑃𝑇 _: perdas técnicas no sistema de distribuição;_ 

𝑃𝑁𝑇 _: perdas não técnicas no sistema de distribuição;_ 

𝑃𝑅𝐵 _: perdas na rede básica do SIN;_ 

%𝑃𝑇 _= percentual de perdas técnicas definido na revisão tarifária periódica._ 

%𝑃𝑁𝑇 _: percentual de perdas não técnicas definido na revisão tarifária periódica;_ 

%𝑃𝑅𝐵 _: percentual de perdas na rede básica;_ 

𝐸[𝑓𝑜𝑟𝑛] _: energia de revenda;_ 

𝐸[𝑠𝑢] _: energia de repasse;_ 

𝐸[𝐶𝐿,𝐷] _: energia referente ao uso de consumidores livres e outras distribuidoras não supridas_ 𝐸[𝐴1] _: energia entregue aos consumidores livres e cativos conectados no nível A1;_ 

𝐸[𝑓𝑜𝑟𝑛𝐵𝑇] _: energia de revenda referente ao grupo; e_ 

𝐸[𝑖𝑛𝑗] _: energia injetada na rede de distribuição._ 

92. Caso o mês “ 𝑚 ” seja o do aniversário tarifário, a perda correspondente a este será a média ponderada pelos dias de vigência a que se refere cada percentual dos meses imediatamente anterior e posterior a “ 𝑚 ”. 

𝐷 

93. Nos itens a seguir observam-se as especificidades relativas às formas de contratação de energia para o atendimento ao mercado e os critérios de apuração para fins de repasse na CVA Energia. 

## **4.2.4.1. Concessionária no SIN** 

94. Conforme o Decreto nº 5.163, de 2004, art. 13, com redação alterada pelo Decreto 7.805, de 2012, será contabilizada a energia elétrica, no cumprimento da obrigação de contratação para o atendimento à totalidade do mercado dos agentes de distribuição, associada às seguintes modalidades: 

- (i) Contratada até 16 de março de 2004; 

- (ii) Contratada nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes, inclusive os de ajuste, e de novos empreendimentos de geração; e 

- (iii) Proveniente de: 

   - a) Geração distribuída; 

   - b) Usinas que produzam energia elétrica a partir de fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, contratadas na primeira etapa do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – Proinfa; 

   - c) Itaipu Binacional; 

   - d) Cotas de garantia física de energia e de potência definidas para as usinas hidrelétricas cujas concessões forem prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; 

   - e) Angra 1 e 2. 

95. Na apuração do saldo da CVA de energia, serão utilizadas as informações do sistema de contabilização da CCEE, no qual cada contrato de compra da concessionária recebe um número, que será o identificador empregado. 

96. No caso do contrato não ser modelado, emprega-se a codificação da distribuidora. 

97. Conforme o Decreto nº 5.163, de 2004, art. 16, as concessionárias de distribuição que tenham mercado próprio inferior a 500 GWh/ano poderão adquirir energia elétrica: 

   - (i) Com tarifa regulada do seu atual agente supridor; 

   - (ii) Contratada nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes, inclusive os de ajuste, e de novos empreendimentos de geração; 

   - (iii) Proveniente de geração distribuída; e 

   - (iv) Mediante processo de licitação pública promovido pela concessionária. 

98. Neste submódulo, são classificadas como concessionárias supridas aquelas que se encontram no SIN, que não são agentes da CCEE e que, portanto, possuem agente supridor. 

## **4.2.4.1.1. Montantes mensais de energia dos contratos** 

99. Existe mecanismo que oferece a possibilidade de redução dos montantes contratados decorrentes dos leilões de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes, conforme previsto no Decreto nº 5.163, de 2004, art. 29, tal é chamado de Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits – MCSD. 

100. A CCEE informará mensalmente à ANEEL a quantidade de energia associado ao contrato “ 𝑒 ”, no mês de apuração “ 𝑚 ”, 𝑄𝑀𝑒,𝑚 , posição líquida, após MCSD. 

101. Como resultado da realização do MCSD, há concessionárias cedentes, que reduzam o montante contratado, e concessionárias cessionárias, que aumentam o montante contratado. 

102. Define-se 𝑄𝑇𝑃_𝑆𝐴𝑍𝑒,𝑚 como a quantidade total das cessões sazonalizada passada do CCEAR, associada ao contrato “ 𝑒 ”, no mês de apuração “ 𝑚 ” – nesse caso o perfil de sazonalização é o definido pelo cessionário e vendedor. 

103. Define-se 𝑄𝑇𝐴_𝑆𝐴𝑍𝑒,𝑚 como a quantidade total das cessões sazonalizada atual do CCEAR associada ao contrato “ 𝑒 ”, no mês de apuração “ 𝑚 ” – nesse caso o perfil de sazonalização é o definido pelo cedente e vendedor. 

104. Como o MCSD é liquidado centralizadamente pela CCEE, é necessário deduzir do montante 𝑄𝑀𝐶𝑒,𝑚 o total das cessões sazonalidas (passadas e atuais). 

105. Por sua vez o montante de energia deduzido compõe a energia cessionária, 𝑄𝑀𝐶𝐸𝐶𝑒,𝑚 , e cujo preço é determinado pela CCEE. 

106. Caso haja um contrato não modelado pela CCEE, a concessionária de distribuição deverá informar mensalmente os dados referentes aos montantes em plataforma específica da ANEEL. 

107. Os montantes devem ser sempre os do evento contábil disponibilizado pela CCEE. 

## **4.2.4.1.2. Preços dos contratos** 

## **4.2.4.1.2.1. CCEAR por quantidade, LA, Itaipu, PROINFA, GP** 

108. Para os CCEAR de energia existente e de energia nova na modalidade por quantidade, leilões de ajustes e geração própria, a ANEEL empregará um banco de preços com valor normatizado em relação ao índice de correção definido em cada contrato. 

_onde:_ 

𝑃𝑒,𝑚 _: preço do contrato “_ 𝑒 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”;_ 

𝑃𝑒,𝑟𝑒𝑓 _: preço do contrato “_ 𝑒 _”, no mês de referência para correção;_ 

𝐼𝐶𝑒,𝑟𝑒𝑓 _: índice de correção do contrato “_ 𝑒 _”, no mês de referência para correção; e_ 

𝐼𝐶𝑒,𝑚 _: índice de correção do contrato “_ 𝑒 _”, relativo ao mês de apuração “m”._ 

109. Para a atualização do preço do contrato, será utilizada a data de reajuste definida no contrato de compra e venda de energia e, por padrão, considera-se a data de aniversário da concessionária quando não informado. 

110. No caso de central de geração em atraso ou com divergência de faturamento, caberá à distribuidora corrigir o valor do montante faturado em unidades monetárias, bem como no preço médio unitário. 

111. O preço do contrato de Itaipu é regulamentado pelo Decreto nº 4550, de 2002, e se observa as disposições lá conferidas sobre reajuste e pagamento. 

_onde:_ 

𝑃𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑚 _: preço do contrato “_ 𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”, em US$;_ 

𝑇𝑃𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑦 _: preço do contrato “_ 𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢 _” para o ano “a” que pertence o mês “m”;_ 

𝐶𝑃𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑚 _: cota parte da potência de Itaipu da empresa;_ 

𝑇𝐶_𝑈𝑆$𝐷𝑃−1,𝑚,𝑦 _: taxa de conversão do dólar americano para a moeda brasileira no dia anterior ao de pagamento; e_ 

𝐸𝐶_𝐶𝐶𝐸𝐸𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑚 _: quantidade mensal de energia associada ao contrato “Itaipu”, no mês de apuração “m”, associada ao último evento contábil disponibilizado pela CCEE._ 

112. O preço de Proinfa e de **GP com custos na Parcela B** é considerado como sendo zero. 

113. O preço de GP é o valor regulatório conforme definido no submódulo 2.8 do PRORET. 

## **4.2.4.1.2.2. CCEAR por disponibilidade, CCGF, CCEN, MCSD** 

114. Para os contratos de CCEAR de energia nova na modalidade por disponibilidade, de cota de garantia física, de compra de energia nuclear e os contratos relativos ao MCSD, as despesas são calculadas pela CCEE. 

115. Para CCEAR na modalidade disponibilidade o preço é obtido por meio da relação entre o somatório das despesas associadas das n parcelas do contrato “ 𝑒 ”, no mês de apuração “ 𝑚 ”, e o valor de energia associada à despesa, 𝑄𝑀𝑒,𝑚 , conforme fórmula a seguir: 

_onde:_ 

𝑇𝑅𝐸𝑆𝑆𝑒,𝑚 _: total de ressarcimentos do contrato “_ 𝑒 _”, relativo ao mês de apuração “_ 𝑚 _”;_ 

𝐸𝐶𝐷𝑒,𝑚 _: efeitos de disponibilidade do contrato “_ 𝑒 _”, relativo ao mês de apuração “_ 𝑚 _”_ 

𝑃𝑛_𝑅𝑉𝑒,𝑚 _: receita de venda calculada em até três parcelas, sendo “_ 𝑛 _” a parcela da receita do contrato “_ 𝑒 _”, relativo ao mês de apuração “_ 𝑚 _”; e_ 

𝐴𝐽_𝑃𝑛_𝑅𝑉𝑒,𝑚 _: ajuste da receita de venda calculado em até três parcelas, sendo “_ 𝑛 _” a parcela do contrato “_ 𝑒 _”, relativo ao mês de apuração “_ 𝑚 _”._ 

116. A partir do preço calculado conforme §115, excluídos 𝑇𝑅𝐸𝑆𝑆𝑒,𝑚 e 𝐸𝐶𝐷𝑒,𝑚 , obtém-se a distribuição dos montantes por parcela: 

_onde:_ 

𝑄𝑀_𝑃𝑁𝑒,𝑚 _: quantidade de energia associada à parcela N que pertence o mês “m”._ 

117. No caso de o(s) valor(es) da(s) parcela(s) não conferir(em) com o valor lançado ou o número de parcelas ser diferente, caberá à distribuidora corrigir os dados para refletir a situação correta. 

118. Para MCSD, o preço é calculado pela CCEE para cada uma das cessões, pois a empresa cessionária recebe contratos de diversos agentes vendedores com diferentes datas de reajuste. 

## 119. Para CCGF tem-se: 

## _onde:_ 

𝑅𝑉𝑀𝑒,𝑚 _: receita de venda mensal do perfil de agente de distribuição “_ 𝑎 _”, do contrato “_ 𝑒 _”, por mês de apuração “_ 𝑚 _”; e_ 

𝑄𝑀𝑒,𝑚 _: energia dos cotistas atribuída ao agente de distribuição_ para a geradora cotista _“_ 𝑎 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”._ 

## 120. Para CCEN tem-se: 

_onde:_ 

𝑃𝑉_𝐶𝐶𝐸𝑁𝑎,𝑚 _: parcela variável mensal do perfil de agente de distribuição “_ 𝑎 _”, por mês de apuração “_ 𝑚 _”;_ 

𝑅𝐹𝑀_𝐶𝐶𝐸𝑁𝑎,𝑚 _: receita fixa mensal do perfil de agente de distribuição “_ 𝑎 _”, sem_ 𝑃𝑉_𝐶𝐶𝐸𝑁𝑎,𝑚 _, por mês de apuração “_ 𝑚 _”;_ 

𝑄𝑀𝑎,𝑚 _: somatório da energia das centrais de geração nucleoelétricas atribuída ao agente de distribuição “_ 𝑎 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”._ 

## **4.2.4.1.2.3. GD e Bilaterais** 

121. Para os contratos de geração distribuída e bilaterais, as distribuidoras informarão os dados de pagamento, custo faturado e montante. 

122. O preço será determinado pela relação: 

_onde:_ 

𝑃𝑛_𝐶𝐹𝑒,𝑚 _: custo faturado parcelas, sendo “_ 𝑛 _” a parcela da receita do contrato “_ 𝑒 _”, relativo ao mês de apuração “_ 𝑚 _”;_ 

𝑄𝑀𝑒,𝑚 _: somatório da energia da central de geração atribuída ao agente de distribuição “_ 𝑎 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”._ 

123. Se o contrato for modelado pela CCEE será empregado o montante contabilizado. 

124. Se o contrato não for modelado pela CCEE será empregado o valor declarado. 

125. A partir do preço calculado conforme §122, obtém-se a distribuição dos montantes por parcela: 

_onde:_ 

𝑄𝑀_𝑃𝑁𝑒,𝑚 _: quantidade de energia associada à parcela N que pertence o mês “m”._ 

## **4.2.4.1.3. Datas de pagamento e número de parcelas** 

126. Para a definição das datas de pagamentos e o número de parcelas dos contratos de compra de energia, serão observadas as informações validadas pela SFF/ANEEL. 

## **4.2.4.1.4. MCSD EN** 

127. A REN nº 693/2015 estabeleceu os critérios para aplicação do mecanismo de compensação de sobras e déficits de energia elétrica e de potência de contrato de comercialização de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, denominado de MCSD EN. 

128. A liquidação do MCSD EN é realizada de forma centralizada pela CCEE e os valores de receita ou de pagamento decorrente do mecanismo deverão ser considerados na apuração o saldo da CVA Energia, bem os respectivos montantes contratuais contabilizados. 

## **4.2.4.1.5. Venda de Excedentes de Energia** 

129. A Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016, incluiu o § 13 no art. 4º da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, estabelecendo que as concessionárias de distribuição de energia podem, conforme regulação da Aneel, negociar com consumidores contratos de venda de energia elétrica lastreados no excesso de energia contratada para atendimento à totalidade do mercado. 

130. A REN nº 824/2018 regulamentou o § 13 do art. 4º da Lei nº 9.074/1995, definindo os critérios para a realização do Mecanismo de Venda de Excedentes de Energia Elétrica – MVE, pelo qual as distribuidoras podem vender seu excedente de energia a consumidores livres, agentes concessionários, permissionários e autorizados de geração, a comercializadores e a agentes de autoprodução. 

131. A receita oriunda da venda de energia no MVE, bem como a respectiva redução dos montantes contratuais, será considerada na apuração do saldo da CVA conforme informações de liquidação da CCEE. Quanto aos critérios de repasse tarifário do MVE definidos no Art. 5º da REN nº 824/2018, estes serão observados quando da apuração dos resultados financeiros do MCP, conforme os procedimentos definidos no Submódulo 4.3 do PRORET. 

## **4.2.4.2. Concessionárias com contratos com centrais de geração no Sistema Isolado** 

132. Em função da sistemática de reembolso dos custos de geração, para os contratos com centrais de geração no Sistema Isolado – SI – ou contratos ainda vigentes firmados antes da interligação, utiliza-se o conceito de condomínio virtual. 

133. Sob esse conceito, os custos unitários são calculados em função do custo total mensal de geração, 𝐶𝑇_𝐼𝑆𝑂𝑚 , e da quantidade mensal de geração associada, 𝑄𝑀𝑚 , de forma que o preço é obtido conforme a aplicação da fórmula a seguir: 

134. O custo total mensal de geração será informado pela Eletrobrás à ANEEL de acordo com sistema específico para este fim. 

135. A quantidade mensal total de geração associada será obtida por meio: 

- (i) Do Sistema de Coleta de Dados Operacionais, SCD, mantido pela Eletrobrás: para as centrais de geração não modeladas na CCEE; e 

- (ii) Da CCEE: quando a central de geração é modelada nesta câmara. 

136. Enquanto o sistema não estiver operacional, a concessionária de distribuição deverá informar mensalmente os dados referentes aos montantes em plataforma específica da ANEEL. 

137. Com relação às datas de pagamento, consideram-se as datas fiscalizadas pela SFF. 

138. As restrições de repasse dos custos unitários, associadas ao condomínio, são tratadas no submódulo 6.1 do PRORET. 

## **4.3. APLICAÇÃO DO MÉTODO 3** 

139. São considerados como método três: 

- (i) Reversão das receitas oriundas da Conta Centralizadora de Recursos da Bandeira Tarifária, Conta Bandeiras, conforme critérios definidos no Submódulo 6.8 do PRORET. 

- (ii) Reversão das receitas oriundas do pagamento pelos geradores de indenização decorrente da redução parcial permanente da energia contratada ou rescisão contratual, conforme disposto no art. 2º §11 da Resolução Normativa nº 824/2018. 

- (iii) Reversão de 50% do valor da multa decorrente de desligamento do agente comprador da CCEE participante do Mecanismo de Venda de Excedentes, conforme disposto no art. 2º, §11 da Resolução Normativa nº 824/2018. 

- (iv) Custos de ESS/EER e de compra de energia apurados pela CCEE por meio do Mecanismo Auxiliar de Cálculo – MAC, com exceção do referente à inadimplência por desligamento de agente, conforme disposto no art. 4º, VIII, da Resolução Normativa nº 824 

- (v) Efeito de contratação, em R$, atribuído ao agente “a”, no mês de apuração “m”, decorrente do CCGF. 

- (vi) Efeito de contratação, em R$, atribuído ao agente “a”, no mês de apuração “m”, decorrente do CCEN. 

- (vii) Efeito de contratação, em R$, atribuído ao agente “a”, no mês de apuração “m”, decorrente do CCEAR. 

- (viii) Efeito de contratação, em R$, atribuído ao agente “a”, no mês de apuração “m”, decorrente de Itaipu. 

- (ix) Efeito de contratação, em R$, atribuído ao agente “a”, no mês de apuração “m”, decorrente de usinas aptas. 

- (x) Ressarcimentos, em R$, associados aos contratos no ambiente de contratação regulada. 

- (xi) Ajuste decorrente do MCSD Ex-Post do perfil do agente “a”, no mês de apuração “m”. 

- (xii) Riscos financeiros, em R$, decorrentes de diferenças de preços entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme os valores dos seguintes acrônimos apurados pela CCEE: 

   - 𝐸𝐹𝑚𝑁𝑟𝑒𝑚 : exposição financeira negativa remanescente da distribuidora no mês “ 𝑚 ”; 

   - 𝐸𝐹𝑚𝐴𝐽𝑟𝑒𝑚 : ajuste da exposição residual da distribuidora no mês “ 𝑚 ; e 

   - 𝐴𝐽𝑚𝑆𝑅: rateio das receitas remanescentes do alívio das exposições financeiras no mês “ 𝑚 ”. 

- (xiii) Glosa de valores de custo da Rede Básica não repassáveis à tarifa, conforme definido no item 75. 

- (xiv) Financeiro associado aos reembolsos mensais da CCC, quando no mês de apuração “m” o custo total de geração for inferior ao ACR médio. 

140. Para a reversão das receitas de Bandeiras Tarifárias, de que trata o item (i) do parágrafo anterior, não deverá ser considerada a receita de Bandeira Tarfiária relativa ao mês de competência cuja liquidação dos resultados do mercado de curto prazo, por motivos de postergação, não foi realizada dentro do período de apuração da CVA. 

141. Também é utilizado quando houver alterações de valores de despesas de pagamento ou de cobertura – variação de montantes de energia ou de potência, método dois ou montantes monetários no método um – relativos a competências consideradas na apuração do saldo da CVA de anos anteriores, mas que, pelo regime de caixa, o ajuste financeiro se deu em data pertencente ao período de processamento da CVA em análise. 

142. Caberá à distribuidora informar, quando do envio da CVA para a SGT/ANEEL, os dados relativos a quaisquer acertos financeiros de componentes de CVA realizados por modos não descritos no módulo 4 bem como o fluxo financeiro efetivamente realizado no período de apuração do respectivo saldo. 

## **4.3.1. APLICAÇÃO DO MÉTODO 3 AOS EVENTOS FINANCEIROS DE CONTABILIZAÇÃO DA CCEE** 

143. São os itens elencados no §136, obtidos no processo de contabilização da CCEE, evento de referência zero: 

_onde:_ 

𝐸𝐸𝐶𝑎,𝑚 _: resultados, em R$, atribuído ao agente “_ 𝑎 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”;_ 

𝑀𝐶𝑆𝐷_𝑋𝑃𝑎,𝑚 _: ajuste decorrente do MCSD Ex-Post do perfil do agente “a”, no mês de apuração “m”;_ 

𝐸𝐶𝐷𝑎,𝑚 _: efeito do contrato de disponibilidade, em R$, atribuído ao agente “_ 𝑎 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”;_ 

𝐸𝐶𝐶𝐸𝑁𝑎,𝑚 _: efeito, em R$, atribuído ao agente “_ 𝑎 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”, decorrente do CCEN._ 

𝐸𝐶𝐶𝐺𝐹𝑎,𝑚 _: efeito, em R$, atribuído ao agente “_ 𝑎 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”, decorrente do CCGF._ 𝐸𝐶𝑄𝐴𝑎,𝑚 _: efeito, em R$, atribuído ao agente “_ 𝑎 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”, decorrente de usinas aptas._ 

𝐸𝐶𝐼𝑇𝑎,𝑚 _: efeito, em R$, atribuído ao agente “_ 𝑎 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”, decorrente de Itaipu._ 

𝐴𝐽𝑎𝑗,𝑚 _: ajuste, em R$, “_ 𝑎𝑗 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”, efetuado por mecanismo auxiliar de cálculo._ 𝑇𝑅𝐸𝑆𝑆𝑒,𝑚 _: total de ressarcimentos associadas ao contrato “_ 𝑒 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”._ 

144. O saldo da CVA 5º dia útil é obtido por meio da apuração dos valores dos ajustes financeiros, em R$, na data de pagamento ou recebimento, acrescidos da remuneração financeira até o 5º dia útil anterior à data do processo tarifário em processamento: 

## **4.3.2. APLICAÇÃO DO MÉTODO 3 AOS EVENTOS DE RECONTABILIZAÇÃO DA CCEE** 

145. Para cada recontabilização, evento n, será lançada a diferença entre os valores em relação ao evento anterior, n-1, na data de liquidação do processo de recálculo: 

## **4.3.2.1. EES** 

146. Subdivide-se em dois: 

- (i) Para o subcomponente ESS: 

147. Os deltas serão atualizados pela SELIC da data de liquidação, observando o mapa de liquidação da CCEE, para o quinto dia útil. 

## **4.3.2.2. EVENTOS FINANCEIROS DE CONTABILIZAÇÃO DA CCEE** 

148. Como no caso de ESS refere-se a diferença em unidades monetárias entre dois eventos contábeis consecutivos: 

_onde:_ 

∆_𝐸𝐸𝐶𝑎,𝑚 _: diferença de resultados, em R$, atribuído ao agente “_ 𝑎 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”;_ 𝐸𝐸𝐶𝑎,𝑚𝑛 _: resultado financeiro da CCEE, em R$, atribuído ao agente “_ 𝑎 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”, evento n;_ 

𝐸𝐸𝐶𝑎,𝑚𝑛−1 _: resultado financeiro da CCEE, em R$, atribuído ao agente “_ 𝑎 _”, no mês de apuração “_ 𝑚 _”, evento n-1._ 

149. Os valores são calculados de acordo com a equação (50). 

150. Os deltas serão atualizados pela SELIC da data de liquidação para o quinto dia útil. 

## **4.3.2.3. ENERGIA** 

151. No caso tanto da CVA Contrato quanto da Glosa de energia é possível alteração de variáveis físicas. 

152. O recálculo do componente da CVA Contratos será realizado sobre a parcela de cobertura sobre o valor médio, **a cada evento de contabilização da CCEE** : 

_onde:_ 

∆𝑄𝑚 _: variação, em MWh, no mês de apuração “_ 𝑚 _”, mantendo o preço médio de energia do cálculo original._ 

153. Em que: 

154. O lançamento do ajuste será de acordo com o calendário de liquidação do MCP. 

155. As variações de pagamentos serão lançadas como método três, como ajuste de faturamento do contrato e, consoante sua efetiva liquidação e não como recálculo. 

156. O recálculo do componente da Glosa de energia será realizado concatenado com ano tarifário, sempre considerando as últimas variáveis disponíveis, para todos os meses em função do cálculo envolver modulação, o que acopla os resultados de todos os meses. 

157. Os deltas serão atualizados pela SELIC da data de liquidação da recontabilização para o quinto dia útil. 

## 5. CVA EM PROCESSAMENTO 

158. A apuração do saldo da _CVA em Processamento_ é obtida pela aplicação da remuneração projetada para o período de doze meses subsequentes sobre o saldo da _CVA 5º dia útil_ , conforme a seguinte fórmula: 

_onde:_ 

𝐶𝑉𝐴_𝑃𝑅𝑂𝐶 _: saldo da CVA em Processamento a ser considerado no processo tarifário;_ 

𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝑖𝑡𝑒𝑚 _: saldo da CVA no 5º dia útil anterior à data do processo tarifário em processamento;_ 𝑖𝑡𝑒𝑚 _: itens de custos da CVA; e_ 

𝑇𝑅𝐹 _: taxa mensal de remuneração financeira projetada, em %._ 

159. A Taxa Mensal de Remuneração Financeira Projetada – TRF – será obtida conforme fórmula a seguir: 

1 𝑇𝑅𝐹= (1 + 𝑚𝑖𝑛(𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶30𝑑, 𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶_𝐵𝑀𝐹))12 −1 (57) 

_onde:_ 

𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶30𝑑 _: taxa SELIC anualizada, divulgada pelo Banco Central do Brasil, referente ao 30º dia anterior à data do processo tarifário; e_ 

𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶_𝐵𝑀𝐹 _: projeção indicada no mercado futuro para a taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros – BM&F para prazo de doze meses, referente ao 30º dia anterior à data do processo tarifário._ 

## 6. CVA SALDO A COMPENSAR 

160. Ao final do período de compensação, correspondente aos 12 meses subsequentes ao processo tarifário, verifica-se se o saldo da CVA foi compensado, considerando: 

- (i) As diferenças ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição do processo tarifário da concessionária e o realizado no período de compensação; e 

- (ii) A diferença entre a taxa SELIC projetada e a taxa SELIC apurada. 

161. A CVA Saldo a Compensar é apurada considerando-se o valor do saldo da CVA 5º dia útil do processo tarifário anterior por item da Parcela A, atualizado pela SELIC efetiva mensal do 1º mês do período de compensação, deduzindo-se o valor do saldo da CVA em Processamento faturado no respectivo mês. Ao saldo parcial resultante dessa primeira operação aplica-se o mesmo procedimento no 2º mês e assim, sucessivamente, até o 12º mês do período de compensação. 

162. Desta forma, a CVA saldo a compensar por item, 𝐶𝑉𝐴_𝑆𝐶𝑖𝑡𝑒𝑚 , é obtida pela aplicação das seguintes fórmulas: 

_onde:_ 

𝐶𝑉𝐴_5𝐷𝑈𝑖𝑡𝑒𝑚𝑃𝑅 _: CVA saldo a compensar do quinto dia útil do processo tarifário anterior ao em cálculo, PR;_ 𝐶𝑉𝐴𝑓𝑎𝑡𝑛𝑖𝑡𝑒𝑚 _: valor faturado da CVA do item no mês n; e_ 

𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶𝑛 _: taxa mensal da SELIC acumulada no mês n._ 

163. A CVA Faturada por item da Parcela A é obtida pela aplicação do componente tarifário relativo à CVA em Processamento do ano anterior, vigente na Data de Referência Anterior (DRA), sobre o Mercado de Referência, conforme submódulo 7.3 do PRORET. 

164. A apuração da CVA saldo a compensar deverá considerar, quando existente, valor devido por unidade consumidora migrante, de que trata o art. 4º da Resolução Normativa nº 473, de 24 de janeiro de 2012. 

165. O valor final da CVA 5º dia útil será aquele fiscalizado pela SFF. 

## 8. ASPECTOS COMPLEMENTARES 

166. Caso haja competências pagas em atraso, para fins de cálculo do saldo de CVA, será apurado o delta entre a cobertura tarifária e a despesa da competência, apenas quando ocorrer o efetivo pagamento. 

167. Caso haja competências pagas em atraso, a CVA 5º Dia Útil refere-se à diferença entre o somatório das despesas nas datas de pagamento e a previsão tarifária considerada no último processo tarifário homologado da concessionária atualizada da data base para a data de pagamento, acrescida da remuneração financeira, taxa de juros SELIC para o período, até o 5º dia útil anterior à data do processo tarifário em processamento. Para fins de atualização da cobertura, considera-se como data base, o último dia útil da competência. 

168. Caso haja o parcelamento do pagamento das competências em atraso, a amortização se dará pela priorização das competências mais antigas, com exceção em que a regra da repactuação aprovada defina critério diferente. 

169. No cálculo do saldo da CVA, não serão considerados multa e juros de mora. 

170. A concessionária de distribuição de energia elétrica deverá contabilizar o saldo da CVA em conta específica conforme Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE. 

## **ANEXO II** 

**MINUTA SUBMÓDULO 6.3** 

**ANEXO XLVII** 

**Módulo 6: Demais Procedimentos** 

**Submódulo 6.3** 

**ENCARGO DE CONEXÃO REGULADO** 

**Versão 2.0** 

## **1. OBJETIVO** 

Estabelecer a metodologia de cálculo do Encargo de Conexão de valor regulado aplicável no faturamento de Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição – CCD, associado à ativos de uso exclusivo, nas condições dispostas no Proret. 

## **2. ABRANGÊNCIA** 

Aplica-se a todas as revisões e reajustes tarifários de concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, que possuam acessantes que utilizam ativos exclusivos no acesso: i) unidades consumidoras conectadas em tensão igual ou superior a 230 kV, classificadas no subgrupo A1; e ii) distribuidoras, para as Tarifas de Referência da TUSD TRANSPORTE da modalidade tarifária Distribuição sejam Tipo D1 ou D3. 

## **3. ENCARGO DE CONEXÃO REGULADO** 

O Encargo de Conexão Regulado, vinculado ao Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição – CCD, deve considerar: 

I. Parcela referente às instalações de propriedade de distribuidora composta pelos custos relacionados a: 

- a. Remuneração de capital dos ativos utilizados na conexão - RC; 

- b. Quota de reintegração desses ativos em decorrência da depreciação - QRR; 

- c. Operação e manutenção dos ativos de conexão – O&M; 

- d. Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D_EE; e 

- e. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. 

II. Parcela referente às instalações de propriedade de transmissora vinculada à conexão da unidade consumidora - ECCT. 

De acordo com a origem e a forma de cálculo, os custos do Encargo de Conexão relacionados no parágrafo anterior, são segregados em duas funções de custos: 

a) Encargo de Conexão Parcela B – ECCD(PB) – formado pelos custos regulatórios relacionados às componentes I.a, I.b e I.c do parágrafo 3; e 

b) Encargo de Conexão Parcela A – ECCD(PA) - formado pelos custos regulatórios relacionados às componentes I.d, I.e, I.f e II do parágrafo 3. 

A Figura 1 apresenta o Encargo de Conexão e as funções de custos com os respectivos componentes de custos tarifários. 

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ENCARGO DE CONEXÃO<br>PARCELA  B PARCELA A<br>O&M ECCT TFSEE<br>P&D_EE<br>DEPRECIAÇÃO<br>REMUNERAÇÃO<br>**----- End of picture text -----**<br>

**Figura 1 - Funções de Custo do Encargo de Conexão** 

No caso de compartilhamento das instalações de conexão, o Encargo de Conexão Regulado associado a cada acessante será determinado de forma proporcional aos respectivos Montantes de Uso dos Sistemas de Distribuição – MUSD máximo contratados. 

O Encargo de Conexão Parcela B e a parcela do Encargo de Conexão Parcela A relacionada ao custo dos encargos setoriais, serão calculados na revisão tarifária periódica da distribuidora e atualizados nos reajustes tarifários subsequentes pelo Índice Geral de Preços de Mercado - IGP-M. 

A parcela do Encargo de Conexão Parcela A referente às instalações de propriedade de transmissoras - ECCT será calculada anualmente tanto na revisão quanto nos reajustes tarifários. 

O faturamento do Encargo de Conexão se dará mensalmente em duodécimos de igual valor. 

Para os novos acessantes o valor inicial do Encargo de Conexão Regulado será calculado a partir do início da vigência do CCD, considerando no cálculo a duração remanescente do ciclo tarifário. 

## **3.1. ENCARGO DE CONEXÃO PARCELA B** 

O valor da função de custo do Encargo de Conexão Parcela B - ECCD(PB) é baseado no valor novo de reposição do Ativo Imobilizado em Serviço – AIS associado às instalações de conexão e ao sistema de medição utilizado pelo acessante. 

O cálculo da função de custo ECCD(PB) se fundamenta nos princípios e procedimentos utilizados na apuração da Base de Remuneração Regulatória e no cálculo dos custos de remuneração do capital da Parcela B. 

O AIS deve ser informado pela distribuidora obedecendo a classificação modular a ser definida pela ANEEL. 

Deve-se considerar para efeito de cálculo, a participação financeira do acessante sobre as instalações, consideradas para todos os efeitos como obrigações especiais vinculadas à concessão, e portanto sem incidência da remuneração do capital e quota de reintegração. 

O valor novo de reposição é obtido do Banco de Preços de Referência ANEEL, aprovado pela Resolução Homologatória nº 758, de 06 de janeiro de 2009, e alterações supervenientes, atualizado para a data de referência da revisão tarifária da distribuidora. 

A parcela de custos de operação e manutenção – O&M é obtida, por ano do ciclo tarifário, pela multiplicação do AIS pela taxa regulatória de operação e manutenção definida em 2,34% a.a.. 

A parcela de quota de reintegração regulatória - QRR é determinada, por ano do ciclo tarifário, com base na taxa de depreciação média dos ativos associados à conexão. 

A parcela de remuneração de capital - RC é baseada na taxa de remuneração regulatória, definida para o ciclo tarifário. 

A alíquota de tributos incidente sobre a parcela de remuneração de capital será diferenciada de acordo com o enquadramento legal da distribuidora para o recolhimento do Imposto de Renda Pessoa Jurídica - IRPJ e da Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido - CSLL. 

O valor anual do Encargo de Conexão Parcela B definido na revisão tarifária periódica da distribuidora, será o resultado de uma série de pagamentos constantes do Valor Presente Líquido – VPL da série de valores anuais definidos para cada ano do ciclo tarifário da distribuidora, conforme descrito nos parágrafos 16 a 18. A taxa de desconto adotada no cálculo do VPL deve ser necessariamente a mesma do cálculo da série de pagamentos constantes. 

## **3.2. ENCARGO DE CONEXÃO PARCELA A** 

A parcela referente ao custo de P&D_EE é definida, por ano do ciclo tarifário, em 1,0% da Receita Operacional Líquida – ROL da distribuidora vinculada aos ativos de uso exclusivo. 

A parcela referente ao custo de TFSEE é definida, por ano do ciclo tarifário, em 0,4% do Benefício Econômico da distribuidora vinculado aos ativos de uso exclusivo. 

De modo análogo ao adotado para o cálculo do Encargo de Conexão Parcela B, o valor anual do Encargo de Conexão Parcela A relacionado a P&D_EE e TFSEE, será o resultado de uma série de pagamentos constantes do Valor Presente Líquido – VPL da série de valores anuais definidos para cada ano do ciclo tarifário da distribuidora, conforme descrito nos parágrafos 21 e 22. A taxa de desconto adotada no cálculo do VPL deve ser necessariamente a mesma do cálculo da série de pagamentos constantes. 

A parcela do Encargo de Conexão Parcela A referente às instalações de propriedade de transmissoras - ECCT é apurada com base na receita regulatória dos ativos utilizados e vinculados ao Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão – CCT celebrado pela distribuidora. 

## 4. DAS OBRIGAÇÕES DA DISTRIBUIDORA 

A distribuidora deverá encaminhar à ANEEL as informações definidas no Módulo 6 do PRODIST, ou no que vier a sucedê-lo, e em orientações complementares da ANEEL, conforme cronograma estabelecido para a revisão tarifária periódica. 

Para os novos acessantes, o prazo para solicitação de publicação do Encargo e envio das informações será até 170 dias antes do início da vigência do CCD. 

## **ANEXO III MINUTA SUBMÓDULO 10.1** 

## **ANEXO LXV** 

## **Submódulo 10.1** 

**REVISÕES TARIFÁRIAS DE DISTRIBUIDORAS** 

**Versão 2.0** 

## 1. OBJETIVO 

Definir a organização geral e os prazos para a execução dos processos relativos ao Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica (3CRTP). 

## 2. ABRANGÊNCIA 

Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se à revisões tarifárias periódicas de concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica. 

## 3. ASPECTOS GERAIS 

## **3.1. RITO DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA** 

A concessionária deverá protocolar as informações iniciais de revisão tarifária na ANEEL com antecedência mínima de 19 (dezenove) semanas da data de revisão tarifária definida no contrato de concessão.  A concessionária deverá protocolar os dados para cálculo da estrutura tarifária no prazo de 170 dias da data de revisão tarifária. 

O cronograma com as principais datas do processo tarifário será encaminhado por e-mail, cadastrado na ANEEL, à distribuidora e ao conselho de consumidores juntamente com o convite para a reunião que trata da discussão da proposta a ser submetida à audiência pública. Este cronograma terá como premissa a deliberação do processo tarifário, preferencialmente, na segunda Reunião Pública de Diretoria que antecede a data contratual, observada a compatibilidade com demais marcos processuais. 

As informações mínimas a serem protocoladas pelas concessionárias estão descritas na Seção 3.3 deste Submódulo, cabendo à ANEEL, quando necessário, formalizar a requisição de dados adicionais. 

O rito do processo de revisão tarifária observará as etapas previstas na tabela a seguir. 

Tabela 1: Etapas do Processo de Revisão Tarifária 

|**Evento**|**Nº. de semanas antes da**<br>**data de Revisão Tarifária**<br>**(RTP)**|
|---|---|
|1. Encaminhamento das informações de Estrutura<br>Tarifária.|24 (170 dias)|
|2. Encaminhamento das informações iniciais da<br>revisão tarifáriapela concessionária.|21|
|3. Apresentação no sítio da ANEEL na_internet_, na<br>forma de audiênciapública,daproposta de revisão|13 a 14|

|**Evento**|**Nº. de semanas antes da**<br>**data de Revisão Tarifária**<br>**(RTP)**|
|---|---|
|tarifária elaborada pela ANEEL, dando início ao<br>período de contribuiçõespara todos os interessados.||
|4. Promoção, pela ANEEL, de reunião presencial da<br>audiência pública na área de concessão da<br>distribuidora, quando aprovada pela Diretoria<br>Colegiada.|8 a 9|
|5. Publicação no DOU, pela ANEEL, do resultado da<br>revisão tarifáriaperiódica.|0 a 2|
|6. Data da Revisão Tarifária(RTP)|0|

Na contribuição à Consulta Pública a concessionária deverá atualizar parte dos dados encaminhados em função das informações iniciais até o mês anterior à data final das contribuições à Consulta, conforme previsto na seção 3.3. 

## **3.2. REUNIÕES AO LONGO DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA** 

A definição do quantitativo e momento de reuniões presenciais entre representantes da concessionária, dos consumidores e da ANEEL visa dar maior disciplina ao processo, trazendo elementos necessários e suficientes à adequada realização do processo de revisão tarifária. 

A ANEEL convidará a concessionária e os representantes dos consumidores para reuniões distintas que tratam: 

i.Da discussão da proposta a ser encaminhada ao Diretor-Relator para posterior submissão à consulta pública; e 

ii.Da discussão da proposta final a ser encaminhada ao Diretor-Relator, após avaliação das contribuições trazidas na audiência pública. 

Além dos conselhos de consumidores, que serão convidados para as reuniões, também será facultado às associações do setor elétrico legalmente investidas da defesa dos consumidores participarem das reuniões, desde que tempestivamente oficiem a ANEEL do interesse em participar do processo de revisão tarifária, para que possam ser identificadas e convidadas. 

Fica facultado à concessionária e aos representantes dos consumidores pleitearem as seguintes reuniões, cuja oportunidade e conveniência serão avaliadas pela ANEEL: 

Apresentação das informações iniciais da revisão tarifária (compete apenas às concessionárias); 

Apresentação das contribuições à Consulta Pública; e 

Reunião com o Diretor-Relator para eventuais esclarecimentos e/ou questionamentos, a ser realizada entre a reunião técnica indicada no inciso “ii” do parágrafo 10 deste documento, até o quinto dia anterior à data da Reunião Pública da Diretoria (RPO-5) da ANEEL programada para homologação da revisão tarifária periódica. 

Sem prejuízo das reuniões estabelecidas nos parágrafos anteriores, a concessionária e os representantes dos consumidores poderão ser convocados para reuniões extraordinárias para esclarecimentos de pontos específicos das informações iniciais e/ou das contribuições à audiência pública, bem como particularidades da revisão tarifária específica. 

## **3.3. INFORMAÇÕES A SEREM ENCAMINHADAS PELA CONCESSIONÁRIA** 

Nas informações iniciais do processo de revisão tarifária, a concessionária deve proceder ao cálculo dos componentes financeiros do período de referência (ano-teste realizado), dos itens de Parcela A, além de oferecer as informações necessárias para que a ANEEL proceda ao cálculo da Parcela B. 

A concessionária deverá encaminhar à Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica – STR, Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição – STD e Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira e de Mercado – SFF, as informações mínimas citadas na tabela a seguir. 

## **Tabela 2: Dados a Serem Encaminhados pela Concessionária** 

|**ITEM**|**DESCRIÇÃO**|**PROCEDIMENTO**|**ENVIA**<br>**R**|**QUANDO**|
|---|---|---|---|---|
|1|Receita Verificada|Submódulo 2.1/2.1A|STR|Inf. Iniciais/CP|
|2|Mercado de Referência|Submódulo 2.1/2.1A|STR|Inf. Iniciais/CP|
|3|Informações para o<br>cálculo da Parcela B|Atualizado na<br>Internet|STR|Inf. Iniciais/CP|
|4|Dados necessários ao<br>cálculo do nível<br>regulatório de Perdas Não<br>Técnicas|Submódulo 2.6|STR|Inf. Iniciais/CP|
|5|Dados para subsidiar o<br>cálculo das Perdas na<br>Distribuição|Seção 6.2, Módulo 6<br>do PRODIST|STD|170 dias antes<br>da Revisão<br>Tarifária (RTP)|
|6|Histórico de outras<br>receitas - de outras<br>atividades empresariais e<br>inerentes ao serviço de<br>distribuição|Submódulo 2.7/2.7A|STR|Inf. Iniciais/CP|
|7|Dados de Receitas<br>Irrecuperáveis|Submódulo 2.2/2.2A|STR|Inf. Iniciais/CP|
|8|Dados necessários ao<br>cálculo do Fator X|Submódulo 2.5/2.5A|STR|Inf. Iniciais/CP|
|9|Componentes Financeiros|Módulo 4/Reajuste|STR/<br>SFF|Inf. Iniciais/CP|
|10|Laudo de Avaliação de<br>Ativos|Submódulo 2.3|SFF|120 dias antes<br>da RTP|
|11|Caracterização de Carga e<br>do Sistema Elétrico<br>(estrutura tarifária)|Seção 2.1, Módulo 2<br>e 6.2, Módulo 6 do<br>PRODIST, Submódulo<br>7.1|STR|170 dias antes<br>da RTP|
|12|Dados para cálculo do<br>custo marginal (médio)<br>(estrutura tarifária)|Seção 6.2, Módulo 6<br>do PRODIST,<br>Submódulo 6.3 e 7.1|STR|170 dias antes<br>da RTP|

||13|Proposta de estrutura<br>tarifária|Módulo 7|STR|170 dias antes<br>da RTP|
|---|---|---|---|---|---|

Os Módulos e Submódulos citados na tabela anterior são relativos ao PRORET, exceto quando fazem referência aos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. 

As informações cujo encaminhamento está assinalado como “Inf. Iniciais/CP” devem ser encaminhadas nos dados iniciais e atualizadas quando da contribuição à Consulta Pública específica de cada concessionária. A sigla “RTP” se refere à data da Revisão Tarifária prevista no Contrato de Concessão relativa ao 3CRTP. 

Os módulos e submódulos mencionados na tabela anterior dizem respeito ao regramento atinente a cada uma das metodologias e deverão ser observados quando do encaminhamento das informações necessárias ao cálculo da revisão tarifária. Com o intuito de facilitar e padronizar o envio das informações, no entanto, será definido e disponibilizado, na página da ANEEL na Internet, o documento padrão das informações iniciais, com as respectivas instruções de preenchimento. 

Caberá à concessionária contextualizar as informações iniciais, detalhando as premissas utilizadas, apresentando os memoriais de cálculo que evidenciem a conformidade dos cálculos aos módulos e submódulos do PRORET e, quando couber, elaborar relatórios gerenciais apresentando particularidades do processo específico da concessionária que deveriam ser levados em consideração na revisão tarifária. 

Caso entenda necessário, a concessionária deverá comunicar quais informações encaminhadas julga serem confidenciais, com a devida fundamentação, cabendo à ANEEL, em conformidade com a legislação vigente e normas internas, decidir sobre a confidencialidade das mesmas. 

Sempre que julgar pertinente, a ANEEL poderá solicitar informações adicionais para a correta instrução do processo de revisão tarifária, devendo fixar prazo para a resposta. 

O não encaminhamento das informações nos prazos estipulados, além de sujeitar a concessionária às sanções administrativas cabíveis, ensejará a arbitragem dos valores por parte da ANEEL. 

## **3.4. CRONOGRAMA REFERENCIAL DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA** 

O quadro a seguir apresenta o cronograma referencial do processo de revisão tarifária periódica, incluindo tanto as etapas relativas ao público externo quanto a troca de informações entre as Superintendências da ANEEL com vistas ao cumprimento dos prazos definidos. 

Tabela 3: Cronograma Referencial do Processo de Revisão Tarifária Periódica 

|**Nº.**<br>**Semana**|**Qtde.**<br>**aprox.**<br>**dias**<br>**antes**<br>**da RPO**<br>**ou RTP**|**Principais marcos da RTP**<br>**(público externo)**|**Outros marcos e prazos**<br>**(público interno)**|
|---|---|---|---|
|0|D-170|Concessionária<br>envia<br>dados<br>relacionados a caracterização<br>da carga e do sistema elétrico,<br>custo marginal e estrutura<br>tarifária||
|1|D-133|Concessionária<br>envia<br>as<br>Informações Iniciais da Revisão<br>Tarifária||
|2|D-126|STR encaminha convite das<br>reuniões<br>ao<br>Conselho<br>de<br>Consumidores<br>e<br>à<br>concessionária para discutir a<br>proposta a ser submetida à CP|SGM informa contratos bilaterais<br>de energia.|
|3|D-120|Concessionária protocola Laudo<br>de Avaliação||
|4|D-112|STR calcula estimativa com<br>custos de transporte<br>STR<br>encaminha<br>proposta<br>CP(remuneração, depreciação e<br>percentual<br>de<br>perdas<br>preliminares),<br>para<br>concessionárias<br>e<br>representantes<br>dos<br>consumidores.|SFF<br>informa<br>Base<br>de<br>Remuneração sem fiscalização<br>STD<br>informa<br>previsão<br>do<br>percentual de perdas técnicas|
|5|D-105|Reuniões<br>da<br>STR<br>com<br>a<br>concessionária<br>e<br>com<br>os<br>representantes<br>de<br>consumidores<br>para<br>discutir<br>proposta CP||
|6|D-98||STR conclui proposta para CP e<br>encaminha<br>processo<br>para<br>o<br>Diretor Relator|
|7|D-91|Reunião Diretoria – CP||
|8 a 12|D-49 a<br>D-77|Realização AP – presencial,<br>quando aprovada pela Diretoria<br>Colegiada;<br>Concessionária<br>atualiza<br>as<br>informações iniciais.||

|**Nº.**<br>**Semana**|**Qtde.**<br>**aprox.**<br>**dias**<br>**antes**<br>**da RPO**<br>**ou RTP**|**Principais marcos da RTP**<br>**(público externo)**|**Outros marcos e prazos**<br>**(público interno)**|
|---|---|---|---|
||D-45|Conferência e regularização,<br>pela distribuidora, dos dados de<br>mercado.||
|13|D-42|STR convoca para reuniões para<br>discutir a proposta final|STR encaminha as contribuições<br>da CP para as áreas competentes|
|14|D-30||SGM atualiza contratos bilaterais<br>de energia;<br>STD envia valor final das perdas<br>SFF<br>disponibiliza<br>Base<br>de<br>Remuneração definitiva.<br>STR<br>atualiza<br>estimativa<br>com<br>custos de transporte|
||D-30||Demais<br>Superintendências<br>finalizam<br>a<br>análise<br>das<br>contribuições da CP;|
||D-25||SFF<br>encaminha<br>informações<br>relativas ao cálculo da CVA|
||RPO-15|Excepcionalmente,<br>encaminhamento<br>das<br>informações básicas e dados de<br>mercado relativos ao último<br>mês de referência.||
||RPO-13|STR encaminha planilha com<br>proposta<br>preliminar<br>para<br>concessionária<br>e<br>representantes<br>dos<br>consumidores.||
||RPO-11|Considerações<br>finais<br>concessionária e conselho de<br>consumidores||
|15|RPO-11|Reuniões<br>da<br>STR<br>com<br>a<br>concessionária<br>e<br>com<br>os<br>representantes<br>de<br>consumidores e desses com o<br>Diretor Relator para discutir<br>proposta consolidada.||

|A|**Nº.**<br>**Semana**|**Qtde.**<br>**aprox.**<br>**dias**<br>**antes**<br>**da RPO**<br>**ou RTP**|**Principais marcos da RTP**<br>**(público externo)**|**Outros marcos e prazos**<br>**(público interno)**|
|---|---|---|---|---|
|||RPO-8||Definição dos Índices de Inflação<br>IGP-M ou IPCA|
||16|RPO -7||STR conclui proposta final e<br>encaminha<br>processo<br>para<br>o<br>Diretor Relator|
|||RPO -6|Envio à distribuidora e ao<br>conselho de consumidores das<br>versões finais das planilhas de<br>cálculo relativas ao RTA||
||17|RPO-0|Reunião de diretoria||
||18-19|RPO+2|Disponibilização na internet das<br>Planilhas de Cálculo.||
||18-19|D-1|Publicação da REH/DOU||
||18-19|D-0|Data<br>da<br>Revisão<br>Tarifária<br>Periódica||

ANEEL poderá alterar seus prazos para formulação das propostas a serem submetidas à Consulta Pública e Final. Nesses casos, as etapas sucessivas passam a contar a partir da data de disponibilização das respectivas propostas, preservados os prazos de manifestação de distribuidoras e consumidores, conforme cronograma referencial. O período de contribuições da Consulta Pública não poderá ser inferior a 21 dias. 

## **3.5. PRINCIPAIS RESPONSABILIDADES DAS CONCESSIONÁRIAS** 

É de responsabilidade das concessionárias de distribuição: 

- i. Enviar as informações iniciais da revisão tarifária, constantes da Seção 3.3, de acordo com a padronização definida pela ANEEL e nos prazos estipulados; 

- ii. A distribuidora deverá efetuar detalhada conferência dos dados de mercado registrados no sistema informatizado para registro destes dados do mercado indicado pela ANEEL, de modo que sejam regularizadas eventuais inconsistências até o quadragésimo quinto dia anterior à data da revisão tarifária (D-45). Excepcionalmente, e mediante consentimento da área técnica, dados de mercado relativos ao último mês do período de referência poderão ser encaminhados até o décimo quinto dia anterior à data da reunião público da Diretoria (RPO-15). 

- iii. Participar das reuniões previstas na Seção 3.2; 

- iv. Participar da audiência pública presencial, apresentando suas contribuições à proposta de revisão tarifária. A distribuidora deverá apresentar simulação do impacto tarifário do reconhecimento de suas contribuições; 

- v. Atualizar as informações inicialmente encaminhadas; e 

- vi. Esclarecer e complementar informações, quando solicitado pela ANEEL, dentro dos prazos que forem estipulados. 

- vii. Respeitar os marcos temporais do cronograma inicial do processo tarifário. 

## **ANEXO IV MINUTA DO SUBMÓDULO 10.2** 

**ANEXO LXVI** 

**Submódulo 10.2** 

**REAJUSTE TARIFÁRIO DE CONCESSIONÁRIA E PERMISSIONÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO** 

**Versão 2.0** 

## **1. OBJETIVO** 

Definir a ordem e as condições para realização do processo de Reajuste Tarifário Anual (RTA) das concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. 

## **2. ABRANGÊNCIA** 

Aplica-se a todos os processos de reajuste tarifário anual de concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. 

## **3. ORDEM E CONDIÇÕES DE REALIZAÇÃO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL** 

## **3.1. PRAZOS PROCESSUAIS DO REAJUSTE TARIFÁRIO** 

O cronograma com as principais datas do processo tarifário será encaminhado por e-mail, cadastrado na ANEEL, às distribuidoras e ao respectivo conselho de consumidores 60 (sessenta) dias antes da vigência do Reajuste Tarifário (D-60). Esse cronograma terá como premissa a deliberação do processo tarifário, preferencialmente, na segunda Reunião Pública de Diretoria que antecede a data do reajuste tarifário, observada a compatibilidade com demais marcos processuais. 

A distribuidora deverá efetuar detalhada conferência dos dados de mercado registrados no sistema de informatizado para registro destes, a partir do primeiro mês do Período de Referência do respectivo processo tarifário, de modo que sejam regularizadas eventuais inconsistências até o quadragésimo quinto dia anterior à data do reajuste (D-45). 

As Informações Básicas para o cálculo tarifário deverão ser encaminhadas pelas distribuidoras entre o quadragésimo quinto e o trigésimo dia anterior à data do reajuste (D-45 a D-30), mediante Ofício protocolado na ANEEL e/ou por meio de mensagem oficial eletrônica, conforme as condições estabelecidas na Seção 3.4 deste Submódulo. 

Excepcionalmente, e mediante consentimento da área técnica, informações básicas e dados de mercado, relativos ao último mês do período de referência, poderão ser encaminhados até o décimo quinto dia anterior à data da reunião pública de diretoria (RPO-15). 

O não encaminhamento das informações nos prazos estipulados, além de sujeitar a concessionária às sanções administrativas cabíveis, ensejará a arbitragem dos valores por parte da ANEEL. 

A apresentação das Informações Básicas para o cálculo tarifário não exime a distribuidora da responsabilidade de fornecer, nos prazos indicados, outras informações, planilhas e documentos 

pertinentes ao cálculo tarifário, que venham a ser requeridos pela ANEEL, de modo a não prejudicar a análise e o trâmite do processo. 

As Unidades Organizacionais da ANEEL (UOrgs) envolvidas com os processos tarifários deverão encaminhar à Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica (STR) as informações de sua competência, descritas na Seção 3.4 deste Submódulo, até o trigésimo dia anterior à data do reajuste (D30), a exceção das informações relativas ao cálculo da CVA, encaminhadas pela Superintendência de Fiscalização Financeira, Econômica e de Mercado (SFF),que deverão ser encaminhadas até o vigésimo quinto dia anterior a data de reajuste (D-25). 

As planilhas prévias do reajuste tarifário, mesmo contendo dados preliminares sujeitos a alterações até a data da homologação do resultado do processo, serão encaminhadas à distribuidora e ao conselho de consumidores até o décimo terceiro dia anterior à reunião pública de diretoria (RPO-13), de modo a assegurar o efetivo acompanhamento dos cálculos. 

As atualizações monetárias, utilizadas no cálculo do reajuste tarifário, deverão ser realizadas até o oitavo dia anterior à reunião pública de diretoria (RPO-8) com os índices oficiais de Inflação[1] ou projeções disponíveis nesta data, conforme detalham os Submódulos 3.1 e 3.1A. 

A ANEEL enviará, preferencialmente até o sexto dia anterior à reunião pública de diretoria (RPO-6), via correspondência eletrônica, as planilhas finais do Reajuste Tarifário Anual à concessionária e ao Conselho de Consumidores. 

A Memória de Cálculo do Reajuste Tarifário Anual (RTA), após a homologação do resultado do reajuste pela Diretoria da ANEEL, ficará disponível para conhecimento da sociedade no sítio da ANEEL na internet até o segundo dia posterior à data da reunião pública (RPO+2). 

A publicação no Diário Oficial da União do resultado do reajuste tarifário, mediante a fixação dos novos valores das tarifas e dos demais parâmetros acessórios, ocorrerá até um dia anterior à data do reajuste (D-1). 

Em resumo, o rito do processo de reajuste tarifário observará as etapas previstas na tabela a seguir. Os prazos são contados a partir da data do reajuste (D) ou da data da reunião pública da Diretoria da ANEEL (RPO). 

**Tabela 1: Etapas do Processo de Reajuste Tarifário Anual** 

|**Evento**|**Nº de dias**|
|---|---|
|1. Conferência e regularização, pela distribuidora,dos dados de mercado.|Até D-45|

> 1 Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M) ou o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) 

|2. Envio à STR, pela distribuidora, das Informações Básicas para o cálculo<br>tarifário.|Entre D-45 e D-30|
|---|---|
|3. Envio à STR, pelas demais UOrgs da ANEEL, de informações relativas ao<br>reajuste tarifário.|D-30|
|4. Envio à STR,das informações relativas a CVA/CVE.|Até D-25|
|5. Excepcionalmente, encaminhamento das informações<br>básicas e dados de mercado relativos ao último mês de<br>referência.|Até RPO-15|
|6. Envio à distribuidora e ao conselho de consumidores, pela<br>STR,dasplanilhasprévias relativas ao reajuste tarifário.|Até RPO-13|
|7. Considerações Finais Empresa e conselho de consumidores|Até RPO-11|
|8. Definição dos Índices de Inflação IGP-M ou IPCA.|Até RPO-8|
|9. Encaminhar oprocessopara o diretor relator|Até RPO-7|
|10. Envio à distribuidora e ao conselho de consumidores das planilhas<br>finais relativas ao Reajuste Tarifário Anual(RTA).|Até RPO-6|
|11. Disponibilização da Memória de Cálculo do Reajuste Tarifário Anual<br>(RTA)no sítio da ANEEL na_internet._|RPO+2|
|12. Publicação no D. O. do resultado do reajuste tarifário, mediante a<br>fixação do Índice Médio de Reajuste Tarifário Anual (IRT) e dos novos<br>valores das tarifas.|Até D-1|

Fica facultada à Concessionária a apresentação da proposta de reajuste tarifário até trigésimo dia anterior ao reajuste (D-30), tendo em vista o disposto nos §§ 1ºe 2º do art. 15 da Lei nº 9.427/1996. 

A Permissionária sujeita à aplicação das regras do Submódulo 8.4 do PRORET deve encaminhar a proposta de Parcela B até o trigésimo dia anterior ao reajuste tarifário anual (D-30). 

## **3.2. RESPONSABILIDADES DAS CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS** 

É responsabilidade da distribuidora: 

- i. Manter estreito acompanhamento dos dados de mercado registrados no sistema informatizado para registro destes, regularizando tempestivamente eventuais inconsistências, de modo a não prejudicar a análise e o trâmite do processo de reajuste tarifário. 

- ii. Encaminhar à ANEEL as Informações Básicas para o cálculo tarifário, previstas na Seção 3.4 deste Submódulo, de acordo com o cronograma estabelecido. 

iii. Esclarecer e complementar informações, quando solicitado pela ANEEL. 

- iv. Respeitar os marcos temporais do cronograma inicial do processo tarifário. 

## **3.3. REUNIÕES TÉCNICAS ACERCA DO PROCESSO DE REAJUSTE TARIFÁRIO** 

Tanto a distribuidora quanto o conselho de consumidores poderão solicitar reunião com as áreas técnicas para discutir o reajuste tarifário. A reunião poderá ser realizada até o décimo primeiro dia anterior à reunião pública de Diretoria (RPO-11) com o objetivo de apresentar ou esclarecer pontos específicos do reajuste tarifário anual. As solicitações deverão ser encaminhadas, preferencialmente, com antecedência mínima de 3 (três) dias à data proposta. 

Fica facultado à distribuidora ou ao conselho de consumidores pleitear reunião com o Diretor-Relator do processo de reajuste tarifário, ou com qualquer outro Diretor da ANEEL, para apresentar eventuais esclarecimentos e/ou questionamentos, até o sétimo dia anterior à Reunião Pública da Diretoria (RPO-7). 

Sem prejuízo das reuniões previstas nesta Seção 3.3, a distribuidora poderá ser convocada para reuniões extraordinárias para prestar novas informações ou esclarecer pontos específicos relativos ao seu processo de reajuste tarifário. 

## **3.4. INFORMAÇÕES BÁSICAS PARA O CÁLCULO TARIFÁRIO** 

## **3.4.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS A SEREM ENCAMINHADAS PELA CONCESSIONÁRIA/PERMISSIONÁRIA** 

A fim de subsidiar a análise técnica e o cálculo do reajuste tarifário, a distribuidora deverá encaminhar à STR e à SFF as informações indicadas na tabela abaixo, podendo a ANEEL, quando necessário, formalizar a requisição de dados adicionais. 

## **Tabela 2: Informações Básicas para o cálculo tarifário** 

||**Ã**|**PROCEDIMENTO**|**PROCEDIMENTO**|**ENVIAR**||
|---|---|---|---|---|---|
|**ITEM**|**DESCRIÇO**|**CONCESSIONÁRIA**|**PERMISSIONÁRIA**|**PARA**|**QUANDO**|
|1|Mercado<br>de<br>Referência,<br>correspondente<br>aos<br>montantes<br>de<br>demanda<br>e<br>energia<br>faturados no Período<br>de Referência.|Declaração<br>no<br>SAMP|Declaração<br>no<br>SAMP|STR|Até 45 dias<br>antes<br>do<br>RTA|
|2|Cópia dos Contratos de<br>Uso do Sistema de<br>Distribuição – CUSD,<br>respectivos Aditivos, e<br>faturas mensais devem<br>ser<br>incluídas<br>no<br>Sistema de Faturas -<br>SRI,<br>correspondentes<br>ao<br>Período<br>de<br>Referência<br>(quando<br>acessante).|||STR|Até 30 dias<br>antes<br>do<br>RTA|
|3|Informações<br>e<br>justificativas acerca de<br>Componentes<br>Financeiros|Módulo 4|Submódulo 8.2|STR|Até 30 dias<br>antes<br>do<br>RTA|
|3.1|Informações<br>para<br>o<br>cálculo da CVA ou<br>CVE(permissionárias).|Módulo 4|Submódulo 8.6|SFF|Até 25 dias<br>antes<br>do<br>RTA|
|3.2|Informações<br>para<br>a<br>fiscalização<br>das<br>garantias<br>financeiras<br>de CCEARs e demais<br>financeiros<br>fiscalizados.|Módulo 4|Não se aplica|SFF|Até 30 dias<br>antes<br>do<br>RTA|
|3.2|Informações<br>para<br>a<br>fiscalização referentes<br>a<br>Outras<br>Receitas,<br>ultrapassagem<br>de<br>demanda e excedente<br>de reativo|Módulo 2.7|Não se aplica|SFF|Até 30 dias<br>antes<br>do<br>RTA|

Os valores relativos aos custos da Parcela A (encargos setoriais, aquisição, transmissão de energia e receitas irrecuperáveis) serão calculados pela ANEEL de acordo com a legislação vigente e nos termos do contrato de concessão/permissão. Portanto, os dados da Parcela A não constituem informações básicas 

a serem fornecidas pela distribuidora, exceto as informações relacionadas aos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) ou a contratos de suprimento, que poderão ser encaminhadas por meio eletrônico. As informações de faturamento relativas a esses contratos deverão ser incluídas no Sistema de Faturas – SRI. 

O valor da Parcela B também será calculado de acordo com a metodologia estipulada no contrato de concessão/permissão, sendo utilizados os parâmetros definidos na última revisão tarifária da concessionária. 

Para as permissionárias sujeitas à aplicação das regras do Submódulo 8.4 do PRORET, o valor da Parcela B será estabelecido observando-se o pleito e limites regulatórios. 

Em relação aos componentes financeiros listados no submódulo 4.4 do Proret, deverá a distribuidora protocolar carta junto à ANEEL, até o trigésimo dia anterior à data do reajuste (D-30), para apresentar o detalhamento das premissas utilizadas, dos valores estimados e das respectivas memórias de cálculo. Além disso, quando couber, indicar eventuais particularidades dos componentes financeiros que devam ser levadas em consideração na análise técnica pertinente ao reajuste tarifário. 

Independentemente de pleito específico de componentes financeiros, a STR considerará em seu cálculo a apuração conforme prevista no PRORET. 

## **3.4.2. INFORMAÇÕES BÁSICAS A SEREM ENCAMINHADAS PELAS UNIDADES ORGANIZACIONAIS DA ANEEL** 

A fim de fundamentar o cálculo do reajuste tarifário, as Unidades Organizacionais da ANEEL envolvidas no processo tarifário deverão encaminhar à STR as informações de sua atribuição, até o trigésimo dia anterior à data do reajuste (D-30), a exceção das informações relativas a CVA/CVE. 

## **Tabela 3: Informações Básicas provenientes das UOrgs** 

|**ITEM**|**DESCRIÇÃO**|**ORIGEM**|**ENVIAR**<br>**PARA**|**QUANDO**|
|---|---|---|---|---|
|1|Garantias Financeiras de CCEAR e demais<br>financeiros sujeitos a fiscalização|SFF|STR|Até 30 dias antes do<br>RTA|
|2|Valores relativos à Ultrapassagem de<br>Demanda, Excedente de reativo e Outras<br>Receitas. (Concessionárias que assinaram o<br>aditivo contratual e Permissionárias que<br>seguem o 8.4)|SFF|STR|Até 30 dias antes do<br>RTA|
|3|Informações de Pagamentos relativos ao<br>cálculo da CVA/CVE|SFF|STR|Até 25 dias antes do<br>RTA|
|4|Informações dos Contratos bilaterais de<br>energia.|SGM|STR|Até 30 dias antes do<br>RTA|
|4.1|Números do Processo e do Ofício/Despacho<br>de aprovação do Contrato.|SGM|STR|Até 30 dias antes do<br>RTA|
|4.1|Preços de repasse a serem considerados na<br>data<br>do<br>reajuste<br>tarifário<br>em<br>processamento, bem como os respectivos<br>preços de repasse definitivos referentes ao<br>cálculo tarifário anterior.|SGM|STR|Até 30 dias antes do<br>RTA|
|4.2|Período de suprimento e montantes de<br>energia<br>contratados<br>e<br>devidamente<br>autorizados pela ANEEL para o ano anterior,<br>corrente e subsequente.|SGM|STR|Até 30 dias antes do<br>RTA|
|4.3|Regra de cálculo do limite de repasse dos<br>preços contratuais para as tarifas de<br>fornecimento.|SGM|STR|Até 30 dias antes do<br>RTA|

## **3.5. CRONOGRAMA REFERENCIAL DO PROCESSO DE REAJUSTE TARIFÁRIO** 

O quadro a seguir apresenta o cronograma referencial do processo de reajuste tarifário anual, incluindo tanto as etapas relativas ao público externo quanto à troca de informações entre as Superintendências da ANEEL. 

## **Tabela 4: Cronograma Referencial do Processo de Reajuste Tarifário Anual** 

|**Qtde.**<br>**aprox. dias**<br>**antes da RPO**<br>**ou RTA**|**Principais marcos da RTA**<br>**(público externo)**|**Outros marcos e prazos**<br>**(público interno)**|
|---|---|---|
|D-60|Disponibilização do Cronograma|Abertura / Distribuição de Processo|
|D-45 a D-30|Informações<br>Básicas<br>da<br>distribuidora||
|D-30||Informações das UORGs (SGM e<br>demais UORGS) da ANEEL envolvidas<br>noprocesso de reajuste tarifário|
|D-25||SFF encaminha informações relativas<br>ao cálculo da CVA e CVE|
|RPO-13|Envio à distribuidora e ao conselho<br>de<br>consumidores<br>de<br>versões<br>preliminares das planilhas de<br>cálculo relativas ao RTA||
|RPO-11|Considerações finais conselho e<br>empresa||
|RPO-8||Definição dos Índices de Inflação IGP-<br>M ou IPCA|
|RPO-7||Finalização da Nota Técnica.<br>Encaminhar Processo ao Diretor<br>Relator.|
|RPO-6|Envio à distribuidora e ao conselho<br>de consumidores das versões finais<br>das planilhas de cálculo relativas ao<br>RTA.||
|RPO-0|Reunião Pública da Diretoria para<br>deliberação do RTA.||
|RPO+2|Disponibilização na internet das<br>Planilhas de Cálculo.||
|D-1|Publicação da Resolução no D.O.||
|D-0|Data do Reajuste Tarifário Anual||

**ANEXO V MINUTA DO SUBMÓDULO 10.6** 

## **ANEXO LXIX** 

**Submódulo 10.6** 

## **INFORMAÇÕES PERIÓDICAS DA DISTRIBUIÇÃO** 

**Versão 1.2** 

## **1. OBJETIVO** 

1. Definir a forma e periodicidade das informações a serem encaminhadas à ANEEL, no âmbito da distribuição de energia elétrica, pelas Distribuidoras (concessionárias e permissionárias), pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS. 

## **2. ABRANGÊNCIA** 

2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se às concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, à CCEE e ao ONS. 

## **3. CRITÉRIOS GERAIS** 

3. As informações encaminhadas de forma recorrente, assim consideradas com periodicidade mensal, são utilizadas para subsidiar as atividades de regulação, possibilitando maior eficácia e segurança na atualização, captação, análise, divulgação, administração e controle. 

4. As informações solicitadas podem ser utilizadas para fins de publicidade e auditoria social da informação, respeitadas as definições do presente Submódulo e restrições das Leis nº 12.527, de 18 de novembro de 2011 e Lei nº 13.709, de 14 de agosto de 2018 (LGPD). 

5. As informações solicitadas neste Submódulo independem de comunicação por meio de correspondência. 

6. As informações do tipo decimal deverão ser fornecidas com 2 (duas) casas decimais depois da vírgula, sempre de modo arredondado, seguindo a ABNT NBR 5891: 2014 - Regras de arredondamento na numeração decimal, da Associação Brasileira de Normas Técnicas, ou versões posteriores. 

7. As informações detalhadas no presente Submódulo devem ser encaminhadas de forma periódica por meio do Sistema de Inteligência Analítica do Setor Elétrico – SIASE, ou outro sistema indicado pela ANEEL, até o último dia do mês subsequente ao mês de referência. 

8. Devem ser encaminhadas as informações de usuários dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica faturados. 

## **4. INFORMAÇÕES ENCAMINHADAS PELAS DISTRIBUIDORAS** 

9. As informações encaminhadas pelas distribuidoras constituirão o Cadastro Nacional da Distribuição - CND, devendo ser entregues em formato específico definido pela ANEEL, resultantes do processo de medição e faturamento dos usuários dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica, agregadas por tipo de variável, tal como Tabela 1. 

_**Tabela 1 – Tipos de Variáveis**_ 

|**Tipo de Variável**|**Descrição**|
|---|---|
|Classificação|Variáveis de classificação do usuário, por meio<br>de codificação taxativa|
|Data|Variáveis de data relacionadas ao usuário e<br>fatura|
|Localização<br>e<br>Identificação|Variáveis que possam caracterizar os usuários<br>de forma inequívoca|
|Demanda|Valores relacionados à demanda de potência|
|Energia|Valores relacionados à energia elétrica ativa|
|Microgeração<br>e<br>Minigeração Distribuída|Dados de unidades de Microgeração e<br>Minigeração Distribuída, não incluídas nas<br>informações do tipo Energia|
|Subsídios|Valores relacionados aos Subsídios previstos<br>em normas.|
|Receitas|Valores relacionados às Receitas das faturas|
|Tributos|Tributos aplicados às faturas|
|Reativos|Informações de Energia e Demanda Reativa|

10. As informações com formato de classificador devem ser encaminhadas seguindo a lista taxativa enumerada na coluna “especificação” de cada Tabela, no formato inteiro. 

## **4.1. INFORMAÇÕES DE CLASSIFICAÇÃO** 

11. As informações de classificação da informação devem ser encaminhadas conforme especificações da Tabela 2. 

_**Tabela 2 – Informações de Classificação**_ 

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|1|TipoFaturamento|1 – Faturamento;<br>2 – Cancelamento;<br>3 – Refaturamento<br>tipo 1;<br>4 – Refaturamento<br>tipo 2.||Classificado<br>r||

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|2|DescricaoClasse|1 – Residencial;<br>2 – Industrial;<br>3 – Comercial;<br>4 – Rural;<br>5 – Serviço Público;<br>6 – Poder Público;<br>7<br>–<br>Iluminação<br>Pública;<br>8<br>–<br>Consumo<br>Próprio;<br>9 – Não se aplica.||Classificado<br>r|Conforme<br>Resolução<br>Normativa<br>- REN nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-la.|
|3|DescricaoSubclasse|A lista taxativa é<br>apresentada<br>na<br>Tabela 3.||Classificado<br>r|Conforme<br>REN<br>nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-la.|
|4|OpcaoCompraEn|1 – Cativo;<br>2 – Livre;<br>3 – Parcialmente<br>Livre;<br>4 – Consumidor<br>Especial;<br>5 – Parcialmente<br>Especial;<br>6 – Comunhão;<br>7 – Suprimento;<br>8 – Distribuidora.||Classificado<br>r||
|5|CodigoSubgrupoTa<br>rifario|1 – A0;<br>2 – A1;<br>3 – A2;<br>4 – A3;<br>5 – A3a;<br>6 – A4;<br>7 – A4a;<br>8 – A4b;<br>9 – A4c;||Classificado<br>r|Conforme<br>REN<br>nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-la.<br>Itens 16 e<br>17<br>conforme|

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|||10 – AS;<br>11 – B1;<br>12 – B2;<br>13 – B3;<br>14 – B4a;<br>15 – B4b;<br>16 – BT1 Geração<br>(Tipo 1);<br>17 – BT2 Geração<br>(Tipo 2);|||parágrafo<br>12<br>do<br>Submódul<br>o 7.4 do<br>PRORET.|
|6|ModalidadeTarifari<br>a|1 – Convencional<br>Monômia;<br>2 – Convencional<br>Binômia;<br>3 – Horária Azul;<br>4 – Horária Azul<br>APE;<br>5 – Horária Verde;<br>6 – Horária Verde<br>APE;<br>7 – Horária Branca;<br>8 – Pré-pagamento;<br>9 – Geração;<br>10 – Distribuição.||Classificado<br>r|Conforme<br>parágrafo<br>12<br>do<br>Submódul<br>o 7.1 do<br>PRORET.|
|7|TipoConsFat|1<br>–<br>Normal,<br>consumo acima<br>do<br>custo<br>de<br>disponibilidade;<br>2<br>–<br>Custo<br>de<br>Disponibilidade<br>30<br>KWh<br>–<br>MONOFÁSICO;<br>3<br>–<br>Custo<br>de<br>Disponibilidade<br>50<br>kWh<br>–<br>BIFÁSICO; e<br>4<br>–<br>Custo<br>de<br>Disponibilidade||Classificado<br>r|Utilizado<br>para<br>identificar<br>faturas<br>dentro dos<br>limites do<br>custo<br>de<br>disponibili<br>dade.<br>Conforme<br>artigo<br>98<br>da REN nº<br>414/2010,<br>ou o que|

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|||100<br>kWh<br>–<br>TRIFÁSICO.|||vier<br>a<br>sucedê-lo.|

12. De forma complementar à Tabela 2, a lista taxativa das Subclasses é apresentada na Tabela 3, juntamente com o correspondente código aplicado. 

**Tabela 3 – Informações para Subclasse** 

|Código|Classe|Subclasse|
|---|---|---|
|3.1|Residencial|Residencial|
|3.2||Residencial<br>baixa<br>renda|
|3.3||Residencial<br>baixa<br>renda indígena|
|3.4||Residencial<br>baixa<br>rendaquilombola|
|3.5||Residencial<br>baixa<br>renda<br>benefício<br>de<br>prestação<br>continuada<br>da<br>assistência social<br>– BPC|
|3.6||Residencial<br>baixa<br>renda<br>multifamiliar|
|3.7|Comercial|Comercial|
|3.8||Serviços<br>de<br>transporte,<br>exceto<br>tração<br>elétrica|
|3.9||Serviços<br>de<br>comunicações<br>e<br>telecomunicações|
|3.10||Associação<br>e<br>entidades<br>filantrópicas|
|3.11||Templos religiosos|
|3.12||Administração<br>condominial:<br>iluminação<br>e<br>instalações de uso<br>comum deprédio|

|Código|Classe|Subclasse|
|---|---|---|
|||ou conjunto de<br>edificações|
|3.13||Iluminação<br>em<br>rodovias:<br>solicitada<br>por<br>quem<br>detenha<br>concessão<br>ou<br>autorização para<br>administração em<br>rodovias|
|3.14||Semáforos, radares e<br>câmeras<br>de<br>monitoramento<br>de<br>trânsito,<br>solicitados<br>por<br>quem<br>detenha<br>concessão<br>ou<br>autorização para<br>controle<br>de<br>trânsito|
|3.15||Outros<br>serviços<br>e<br>outras atividades|
|3.16|Rural|Agropecuária rural|
|3.17||Agropecuária urbana|
|3.18||Residencial rural|
|3.19||Cooperativa<br>de<br>eletrificação rural|
|3.20||Agroindustrial|
|3.21||Serviço público de<br>irrigação rural|
|3.22||Escola agrotécnica|
|3.23||Aquicultura|
|3.24|Poder<br>público|Federal|
|3.25||Estadual ou Distrital|
|3.26||Municipal|
|3.27|Serviço<br>público|Tração elétrica|
|3.28||Água,<br>esgoto<br>e<br>saneamento|
|3.29|Consumo<br>próprio|Estação de recarga de<br>veículos elétricos|
|3.30||Outras atividades|
|3.31|Industrial|Não se aplica|
|3.32|Iluminação<br>pública|Não se aplica|

13. Os postos tarifários serão informados como variáveis independentes. 

14. O Subgrupo Tarifário A0 refere-se ao suprimento de energia de outra distribuidora atendido diretamente por instalações pertencentes à Rede Básica. 

15. Para fins do presente Submódulo, considera-se faturamento uma nota fiscal emitida, e refaturamento uma nota fiscal reemitida. 

16. Devem ser classificados como refaturamento tipo 1: 

   - a) Refaturamento feito por iniciativa da empresa, antes do registro da reclamação do usuário; 

   - b) Refaturamento devido à determinação judicial ou órgãos de defesa do consumidor; 

   - c) Refaturamento decorrente unicamente da prestação de serviço de cobrança de valores de convênio com terceiros, exceto CIP (Contribuição de Iluminação Pública); 

   - d) Refaturamento decorrentes de impedimentos de acesso para fins de leitura, de que trata o art. 87 da Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, ou o que vier a sucedê-la; 

   - e) Refaturamentos provenientes da aplicação do art. 86 da Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, ou o que vier a sucedê-lo (leituras plurimensais rurais), por motivos atribuíveis exclusivamente ao consumidor e que este tenha sido devidamente notificado; 

   - f) Emissão de segunda via de fatura; 

   - g) Alteração de data de vencimento; 

   - h) Ajustes de valores de faturas já pagas e arrecadadas; 

   - i) Troca de titularidade para efeito de cobrança ou mudança de cadastro, a pedido do consumidor, desde que não haja alteração de consumo; e 

   - j) Revisão de faturamento de consumo irregular. 

17. Devem ser classificados como refaturamento tipo 2 os refaturamentos não elencados no parágrafo anterior. 

## **4.2. INFORMAÇÕES DE DATA** 

18. As informações de data devem estar no formato DD/MM/AAAA, conforme especificações da Tabela 4. 

**Tabela 4 – Informações de Data** 

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|8|DataEmissaoFatura|Data de emissão da<br>fatura||Data|Conforme<br>Módulo 11<br>do<br>PRODIST,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo|

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|9|DataVencimento|Data<br>de<br>vencimento<br>da<br>fatura||Data|Conforme<br>Módulo 11<br>do<br>PRODIST,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo|
|10|DataLeituraAtual|Data em que foi<br>realizada a leitura<br>da fatura||Data||
|11|DataLeituraAnterio<br>r|Data em que foi<br>realizada a leitura<br>da fatura anterior à<br>atual||Data||
|12|DataligacaoUc|Data da ligação da<br>unidade<br>consumidora||Data||
|13|DataEncerramento<br>Contrato|Data<br>do<br>encerramento<br>da<br>relação contratual||Data||
|14|DataConcBenTarifa<br>rio|Data em que o<br>benefício da Tarifa<br>Social de Energia<br>Elétrica - TSEE foi<br>concedido.||Data||
|15|DataRevisaoCadast<br>ral|Data<br>de<br>revisão<br>cadastral<br>do<br>benefício tarifário||Data||
|16|DataAtualizacaoM<br>ultifamiliar|Data em que foi<br>realizada a última<br>atualização<br>das<br>informações<br>da<br>família no caso de<br>unidade<br>consumidora<br>da<br>subclasse<br>baixa<br>renda multifamiliar||Data||
|17|MesReferencia|Mês de Referência<br>da Fatura||Data|Conforme<br>Módulo 11<br>do|

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
||||||PRODIST,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo.<br>Informar o<br>primeiro<br>dia do mês<br>(01)|

## **4.3. INFORMAÇÕES DE LOCALIZAÇÃO E IDENTIFICAÇÃO DO USUÁRIO** 

19. As informações de Localização e Identificação têm o objetivo de identificar de forma unívoca o usuário, e devem ser especificadas conforme Tabela 5. 

**Tabela 5 – Informações da Localização e Identificação do Usuário** 

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|18|CodUsuario|Código da unidade<br>consumidora,<br>gerador<br>ou<br>distribuidora||Caractere|Código<br>informado<br>na fatura.|
|19|NomeCliente|Nome do cliente||Caractere||
|20|TipoPessoa|1 – Pessoa Física;<br>2 – Pessoa Jurídica.||Classificado<br>r|Definir 1 -<br>Pessoa<br>Jurídica<br>cadastrad<br>o<br>com<br>CNPJ; e 2 -<br>Pessoa<br>Física<br>cadastrad<br>a<br>com<br>outro<br>document<br>o diverso<br>do CNPJ.|
|21|NumCpfCnpj|CPF (Cadastro de<br>Pessoa Física) ou<br>CNPJ<br>(Cadastro<br>Nacional de Pessoa||Inteiro|11 dígitos<br>para CPF e<br>14 dígitos<br>para CNPJ|

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|||Jurídica)<br>a<br>depender<br>da<br>variável<br>TipoPessoa||||
|22|NumRani|RANI<br>(Registro<br>Administrativo de<br>Nascimento<br>Indígena)||Inteiro||
|23|Endereco|Endereço<br>da<br>unidade<br>consumidora||Caractere|Formato:<br>nome<br>do<br>logradour<br>o (ex. rua<br>ou<br>avenida),<br>número da<br>residência,<br>compleme<br>nto<br>(ex.<br>número de<br>apartame<br>nto),<br>bairro.|
|24|NumCep|Número do Código<br>de Endereçamento<br>Postal da Unidade<br>Consumidora||Inteiro||
|25|LocalizacaoUc|1 – Urbano;<br>2 – Não Urbano.||Classificado<br>r|Módulo 6<br>do<br>PRODIST,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo.|
|26|CodigoIbge|Código<br>IBGE<br>do<br>município||Inteiro|Lista<br>dos<br>municípios<br>brasileiros<br>associados<br>a<br>um<br>código<br>composto<br>de<br>7<br>dígitos,|

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
||||||sendo<br>os<br>dois<br>primeiros<br>referentes<br>ao código<br>do estado,<br>divulgado<br>pelo<br>do<br>Instituto<br>Brasileiro<br>de<br>Geografia<br>e<br>Estatística<br>- IBGE.|
|27|CodigoFatura|Código da Fatura||Caractere||
|28|CodigoCnae|Código CNAE 2.0<br>Classe e CNAE 2.2||Caractere|Conforme<br>lista<br>dos<br>Códigos<br>Nacionais<br>de<br>Atividades<br>Econômica<br>s – CNAE<br>do<br>Instituto<br>Brasileiro<br>de<br>Geografia<br>e<br>Estatística<br>- IBGE|
|29|NumNis|Número do NIS,<br>Número<br>de<br>Identificação<br>Social.||Inteiro|Usado<br>para<br>cadastro<br>na<br>TSEE.<br>Permite a<br>identificaç<br>ão<br>do<br>trabalhado<br>r<br>nos<br>diversos|

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
||||||cadastros,<br>bem como<br>do cidadão<br>brasileiro<br>beneficiári<br>o<br>de<br>Programas<br>Sociais<br>e/ou que<br>se<br>enquadre<br>nas<br>condições<br>estabeleci<br>das pelas<br>Políticas<br>Públicas<br>de<br>Governo<br>Federal,<br>Estadual<br>ou<br>Municipal.|
|30|CodigoFamilia|Código da Família<br>no Cadastro Único<br>se beneficiária da<br>Tarifa Social||Inteiro||
|31|Cooperado|1<br>–<br>Unidade<br>Consumidora<br>Cooperada;<br>2<br>–<br>Unidade<br>Consumidora<br>não Cooperada.||Classificado<br>r|Informar<br>se<br>a<br>Unidade<br>Consumid<br>ora<br>é<br>Cooperada<br>da<br>Cooperativ<br>a<br>detentora<br>da<br>concessão<br>/permissã<br>o.|

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|32|NumNb|Número<br>do<br>Benefício – NB no<br>cadastro<br>do<br>Benefício<br>de<br>Prestação<br>Continuada<br>da<br>Assistência Social||Inteiro||
|33|CodMedidor|Código de Medidor||Caractere||

20. Quando não aplicável a Classificação Nacional de Atividades Econômicas – CNAE ao usuário, informar sequência de “0”, seguindo a estrutura aplicável do código CNAE. 

## **4.4. INFORMAÇÕES DE DEMANDA** 

21. As informações de Demanda devem ser encaminhadas conforme especificado na Tabela 6. 

**Tabela 6 – Informações de Demanda** 

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|34|DemAtivaContratP<br>onta|Demanda<br>Ativa<br>contratada<br>no<br>posto<br>tarifário<br>Ponta|kW|Decimal||
|35|DemAtivaContratF<br>oraPonta|Demanda<br>Ativa<br>contratada<br>no<br>posto tarifário Fora<br>de Ponta|kW|Decimal||
|36|DemAtivaContratN<br>aoSeAplica|Demanda<br>Ativa<br>Contratada<br>nos<br>casos em que não<br>se<br>aplica<br>posto<br>tarifário|kW|Decimal||
|37|DemAtivaRegPonta|Demanda<br>Ativa<br>Registrada<br>no<br>posto<br>tarifário<br>Ponta|kW|Decimal||

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|38|DemAtivaRegForaP<br>onta|Demanda<br>Ativa<br>Registrada<br>no<br>posto tarifário Fora<br>de Ponta|kW|Decimal||
|39|DemAtivaRegNaoS<br>eAplica|Demanda<br>Ativa<br>Registrada<br>nos<br>casos em que não<br>se<br>aplica<br>posto<br>tarifário|kW|Decimal||
|40|DemAtivaFatPonta|Demanda<br>Ativa<br>Faturada no posto<br>tarifário Ponta|kW|Decimal||
|41|DemAtivaFatForaP<br>onta|Demanda<br>Ativa<br>Faturada no posto<br>tarifário Fora de<br>Ponta|kW|Decimal||
|42|DemAtivaFatNãoSe<br>Aplica|Demanda<br>Ativa<br>Faturada nos casos<br>em que não se<br>aplica<br>posto<br>tarifário|kW|Decimal||
|43|DemAtivaUltPonta|Demanda Ativa de<br>Ultrapassagem<br>Faturada no posto<br>tarifário Ponta|kW|Decimal||
|44|DemAtivaUltForaP<br>onta|Demanda Ativa de<br>Ultrapassagem<br>Faturada no posto<br>tarifário Fora de<br>Ponta|kW|Decimal||
|45|DemAtivaUltNaoSe<br>Aplica|Demanda Ativa de<br>Ultrapassagem<br>Faturada nos casos<br>em que não se<br>aplica<br>posto<br>tarifário|kW|Decimal||
|46|DemAtivaCompPo<br>nta|Demanda<br>Ativa<br>Complementar<br>Faturada no posto<br>tarifário Ponta|kW|Decimal||

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|47|DemAtivaCompFor<br>aPonta|Demanda<br>Ativa<br>Complementar<br>Faturada no posto<br>tarifário Fora de<br>Ponta|kW|Decimal||
|48|DemAtivaCompNa<br>oSeAplica|Demanda<br>Ativa<br>Complementar<br>Faturada nos casos<br>em que não se<br>aplica<br>posto<br>tarifário|kW|Decimal||
|49|RCPonta|Reserva<br>de<br>Capacidade<br>Faturada no posto<br>tarifário Ponta|kW|Decimal||
|50|RCForaPonta|Reserva<br>de<br>Capacidade<br>Faturada no posto<br>tarifário Fora de<br>Ponta|kW|Decimal||
|51|RCNãoSeAplica|Reserva<br>de<br>Capacidade<br>Faturada nos casos<br>em que não se<br>aplica<br>posto<br>tarifário|kW|Decimal||

22. Para variáveis relacionadas à reserva de capacidade, aplica-se fator de multiplicação no valor de demanda, calculado como a razão entre a fatura, conforme disposto no art. 52 da Resolução Normativa nº 506/2012, ou o que vier a sucedê-lo, e a fatura fictícia calculada como acesso permanente. Para o cálculo do fator, desconsiderar os tributos. 

## **4.5. INFORMAÇÕES DE ENERGIA** 

23. As informações de Energia referentes aos consumidores cativos, consumidores livres, parcialmente livres, especiais, parcialmente especiais, suprimento e distribuidoras devem ser encaminhadas conforme especificações da Tabela 7. 

24. Para fins do presente Submódulo considera-se período reservado o disposto no artigo 53-L da Resolução Normativa – REN nº 414/2010, ou o que vier a sucedê-lo. 

## **Tabela 7 – Informações de Energia** 

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|52|ConsAtivoMedTEP<br>onta|Consumo<br>Ativo<br>Medido associado<br>à<br>TE<br>no<br>posto<br>tarifário Ponta|kWh|Decimal||
|53|ConsAtivoMedTEF<br>oraPonta|Consumo<br>Ativo<br>Medido associado<br>à<br>TE<br>no<br>posto<br>tarifário Fora de<br>Ponta|kWh|Decimal||
|54|ConsAtivoMedTEIn<br>term|Consumo<br>Ativo<br>Medido associado<br>à<br>TE<br>no<br>posto<br>tarifário<br>Intermediário|kWh|Decimal||
|55|ConsAtivoMedTEN<br>aoSeAplica|Consumo<br>Ativo<br>Medido associado<br>à TE quando não se<br>aplica<br>posto<br>tarifário|kWh|Decimal||
|56|ConsAtivoMedTEP<br>ontaRes|Consumo<br>Ativo<br>Medido associado<br>à<br>TE<br>no<br>posto<br>tarifário Ponta e<br>período Reservado|kWh|Decimal|Conforme<br>artigo 53-L<br>da REN nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo|
|57|ConsAtivoMedTEF<br>oraPontaRes|Consumo<br>Ativo<br>Medido associado<br>à<br>TE<br>no<br>posto<br>tarifário Fora de<br>Ponta e período<br>Reservado|kWh|Decimal|Conforme<br>artigo 53-L<br>da REN nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo|
|58|ConsAtivoMedTEN<br>aoSeAplicaRes|Consumo<br>Ativo<br>Medido associado<br>à TE no período<br>Reservado quando<br>não se aplica posto<br>tarifário|kWh|Decimal|Conforme<br>artigo 53-L<br>da REN nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo|

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|59|ConsAtivoFatTEPon<br>ta|Consumo<br>Ativo<br>Faturado associado<br>à<br>TE<br>no<br>posto<br>tarifário Ponta|kWh|Decimal||
|60|ConsAtivoFatTEFor<br>aPonta|Consumo<br>Ativo<br>Faturado associado<br>à<br>TE<br>no<br>posto<br>tarifário Fora de<br>Ponta|kWh|Decimal||
|61|ConsAtivoFatTEInt<br>erm|Consumo<br>Ativo<br>Faturado associado<br>à<br>TE<br>no<br>posto<br>tarifário<br>Intermediário|kWh|Decimal||
|62|ConsAtivoFatTENa<br>oseAplica|Consumo<br>Ativo<br>Faturado associado<br>à TE quando não se<br>aplica<br>posto<br>tarifário|kWh|Decimal||
|63|ConsAtivoFatTEPon<br>taRes|Consumo<br>Ativo<br>Faturado associado<br>à<br>TE<br>no<br>posto<br>tarifário Ponta e<br>período Reservado|kWh|Decimal|Conforme<br>artigo 53-L<br>da REN nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo|
|64|ConsAtivoFatTEFor<br>aPontaRes|Consumo<br>Ativo<br>Faturado associado<br>à<br>TE<br>no<br>posto<br>tarifário Fora de<br>Ponta e período<br>Reservado|kWh|Decimal|Conforme<br>artigo 53-L<br>da REN nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo|
|65|ConsAtivoFatTENa<br>oseAplicaRes|Consumo<br>Ativo<br>Faturado associado<br>à TE no período<br>Reservado quando<br>não se aplica posto<br>tarifário|kWh|Decimal|Conforme<br>artigo 53-L<br>da REN nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo|

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|66|ConsAtivoFatTusdP<br>onta|Energia<br>ativa<br>faturada associada<br>à TUSD no posto<br>tarifário Ponta|kWh|Decimal||
|67|ConsAtivoFatTusdF<br>oraPonta|Energia<br>ativa<br>faturada associada<br>a TUSD no posto<br>tarifário Fora de<br>Ponta|kWh|Decimal||
|68|ConsAtivoFatTusdI<br>nterm|Energia<br>ativa<br>faturada associado<br>a TUSD no posto<br>tarifário<br>Intermediário|kWh|Decimal||
|69|ConsAtivoFatTusd<br>NaoSeAplica|Energia<br>ativa<br>faturada associado<br>a TUSD quando não<br>se<br>aplica<br>posto<br>tarifário|kWh|Decimal||
|70|ConsAtivoFatTusdP<br>ontaRes|Energia<br>ativa<br>faturada associada<br>à TUSD no posto<br>tarifário Ponta e<br>período Reservado|kWh|Decimal|Conforme<br>artigo 53-L<br>da REN nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo|
|71|ConsAtivoFatTusdF<br>oraPontaRes|Energia<br>ativa<br>faturada associada<br>a TUSD no posto<br>tarifário Fora de<br>Ponta e período<br>Reservado|kWh|Decimal|Conforme<br>artigo 53-L<br>da REN nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo|
|72|ConsAtivoFatTusd<br>NaoSeAplicaRes|Energia<br>ativa<br>faturada associado<br>a TUSD no período<br>Reservado quando<br>não se aplica posto<br>tarifário|kWh|Decimal|Conforme<br>artigo 53-L<br>da REN nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo|

_* TE – Tarifa de Energia_ 

_** TUSD – Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição_ 

25. A Tabela 7 se aplica a usuários de que trata a Resolução Normativa nº 482, de 17 de abril de 2012, ou o que vier a sucedê-la. A complementação das informações para consumidores que participam do Sistema de Compensação de Energia Elétrica está relacionada na Tabela 8. 

## **4.6. INFORMAÇÕES DE MICROGERAÇÃO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA** 

26. As informações de microgeração e minigeração distribuída, incluindo consumidores que participam do Sistema de Compensação de Energia Elétrica, de que trata a Resolução Normativa nº 482, de 17 de abril de 2012, ou o que vier a sucedê-la, devem respeitar as especificações que constam da Tabela 8. 

**Tabela 8 – Informações de Microgeração e Minigeração Distribuída.** 

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|73|ModalidadeGD|1 – Geração na<br>própria UC;<br>2 – Condomínio<br>(empreendimen<br>to com múltiplas<br>unidades<br>consumidoras);<br>3 – Autoconsumo<br>remoto;<br>4<br>–<br>Geração<br>compartilhada.||Classificado<br>r|Conforme<br>art. 6º, da<br>REN<br>nº<br>482/2012,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo.|
|74|SaldoAnteriorCredi<br>tos|Saldo anterior de<br>créditos|kWh|Decimal|Conforme<br>art.<br>7º,<br>inciso XIV,<br>b da REN<br>nº<br>482/2012,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo.|
|75|EnElAtivaInjPonta|Energia<br>elétrica<br>ativa injetada no<br>posto<br>tarifário<br>Ponta|kWh|Decimal|Conforme<br>art.<br>7º,<br>inciso XIV,<br>d da REN|

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
||||||nº<br>482/2012,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo.|
|76|EnElAtivaInjForaPo<br>nta|Energia<br>elétrica<br>ativa injetada no<br>posto tarifário Fora<br>de Ponta|kWh|Decimal|Conforme<br>art.<br>7º,<br>inciso XIV,<br>d da REN<br>nº<br>482/2012,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo.|
|77|EnElAtivaInjInterm<br>ediário|Energia<br>elétrica<br>ativa injetada no<br>posto<br>tarifário<br>Intermediário|kWh|Decimal|Conforme<br>art.<br>7º,<br>inciso XIV,<br>d da REN<br>nº<br>482/2012,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo.|
|78|EnElAtivaInjReserv<br>ado|Energia<br>elétrica<br>ativa injetada no<br>período Reservado|kWh|Decimal|Conforme<br>art.<br>7º,<br>inciso XIV,<br>d da REN<br>nº<br>482/2012,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo.|
|79|EnElAtivaInjNaoSe<br>Aplica|Energia<br>elétrica<br>ativa<br>injetada<br>quando<br>não<br>se<br>aplica<br>posto<br>tarifário|kWh|Decimal|Conforme<br>art.<br>7º,<br>inciso XIV,<br>d da REN<br>nº<br>482/2012,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo.|

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|80|TotalCredExpCicloF<br>at|Total de créditos<br>expirados no ciclo<br>de faturamento|kWh|Decimal|Conforme<br>art.<br>7º,<br>inciso XIV,<br>g da REN<br>nº<br>482/2012,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo.|
|81|SaldoAtualizadoCre<br>ditos|Saldo atualizado de<br>créditos,<br>referentes ao final<br>do<br>mês<br>de<br>referência|kWh|Decimal|Conforme<br>art.<br>7º,<br>inciso XIV,<br>h da REN<br>nº<br>482/2012,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo.|
|82|Creditosutilizados|Créditos utilizados<br>no<br>mês<br>de<br>referência<br>da<br>fatura|kWh|Decimal||

## **4.7. INFORMAÇÕES DE SUBSÍDIOS** 

27. As informações de Subsídios devem ser encaminhadas conforme especificações da Tabela 9. 

**Tabela 9 – Informações de Subsídios** 

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|83|SubsCARFI|Subsídio associado<br>ao<br>consumo<br>de<br>fonte incentivada|R$|Decimal|REN<br>nº<br>77/2004,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-la;<br>Decreto nº<br>7.891/201|

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
||||||3, art. 1º,<br>inciso I|
|84|SubsGERFI|Subsídio à fonte<br>incentivada<br>na<br>modalidade<br>Geração|R$|Decimal|REN<br>nº<br>77/2004,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-la;<br>Decreto nº<br>7.891/201<br>3, art. 1º,<br>inciso I|
|85|SubsDist|Subsídio<br>à<br>modalidade<br>Distribuição|R$|Decimal|Decreto nº<br>7.891/201<br>3, art. 1º,<br>inciso III|
|86|SubsAguaEsgoto|Subsídio à Classe<br>de Serviço Público<br>de Água, Esgoto e<br>Saneamento|R$|Decimal|Decreto nº<br>7.891/201<br>3, art. 1º,<br>inciso IV|
|87|SubsRural|Subsídio à Classe<br>Rural, cooperativa<br>de<br>eletrificação<br>rural<br>e<br>serviço<br>público de irrigação|R$|Decimal|Decreto nº<br>7.891/201<br>3, art. 1º,<br>inciso V, VI<br>e VII.|
|88|SubsIrrigacao|Subsídio à Irrigação<br>e aquicultura, no<br>período Reservado|R$|Decimal|REN<br>nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-la;<br>Decreto nº<br>7.891/201<br>3, art. 1º,<br>inciso II.|
|89|SubsBaixaRenda|Subsídio à Classe<br>Residencial<br>Baixa<br>Renda|R$|Decimal|REN<br>nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-la|

## **4.8. INFORMAÇÕES DE RECEITA** 

28. As informações de Receitas, sem a incidência de Tributos, devem ser encaminhadas conforme especificações da Tabela 10. 

**Tabela 10 – Informações de Receita** 

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|90|ReceitaTusdKwPon<br>ta|Receita<br>de<br>aplicação da TUSD<br>no posto tarifário<br>Ponta|R$|Decimal||
|91|ReceitaTusdKwFor<br>aPonta|Receita<br>de<br>aplicação da TUSD<br>no posto tarifário<br>Fora de Ponta|R$|Decimal||
|92|ReceitaTusdKwNao<br>SeAplica|Receita<br>de<br>aplicação da TUSD<br>quando<br>não<br>se<br>aplica<br>posto<br>tarifário|R$|Decimal||
|93|ReceitaTusdMWhP<br>onta|Receita<br>de<br>aplicação da TUSD<br>(MWh) no posto<br>tarifário Ponta|R$|Decimal||
|94|ReceitaTusdMWhF<br>oraPonta|Receita<br>de<br>aplicação da TUSD<br>(MWh) no posto<br>tarifário Fora de<br>Ponta|R$|Decimal||
|95|ReceitaTusdMWhN<br>aoSeAplica|Receita<br>de<br>aplicação da TUSD<br>(MWh) quando não<br>se<br>aplica<br>posto<br>tarifário|R$|Decimal||
|96|ReceitaTusdMWhI<br>ntermediario|Receita<br>de<br>aplicação da TUSD<br>(MWh) no posto<br>tarifário<br>Intermediário|R$|Decimal||

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|97|ReceitaTusdMWhP<br>ontaRes|Receita<br>de<br>aplicação da TUSD<br>(MWh) no posto<br>Ponta e período<br>Reservado|R$|Decimal||
|98|ReceitaTusdMWhF<br>oraPontaRes|Receita<br>de<br>aplicação da TUSD<br>(MWh) no posto<br>Fora de Ponta e<br>período Reservado|R$|Decimal||
|99|ReceitaTusdMWhN<br>aoSeAplicaRes|Receita<br>de<br>aplicação da TUSD<br>(MWh) no período<br>Reservado quando<br>não se aplica posto<br>tarifário|R$|Decimal||
|10<br>0|ReceitaTePonta|Receita<br>de<br>aplicação da TE no<br>posto<br>tarifário<br>Ponta|R$|Decimal||
|10<br>1|ReceitaTeForaPont<br>a|Receita<br>de<br>aplicação da TE no<br>posto tarifário Fora<br>de Ponta|R$|Decimal||
|10<br>2|ReceitaTeNaoSeAp<br>lica|Receita<br>de<br>aplicação<br>da<br>TE<br>quando<br>não<br>se<br>aplica<br>posto<br>tarifário|R$|Decimal||
|10<br>3|ReceitaTeIntermed<br>iario|Receita<br>de<br>aplicação da TE no<br>posto<br>Intermediário|R$|Decimal||
|10<br>4|ReceitaTePontaRes|Receita<br>de<br>aplicação da TE no<br>posto<br>Ponta<br>e<br>período Reservado|R$|Decimal||
|10<br>5|ReceitaTeForaPont<br>aRes|Receita<br>de<br>aplicação da TE no<br>posto<br>Fora<br>de|R$|Decimal||

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|||Ponta e período<br>Reservado||||
|10<br>6|ReceitaTeNaoSeAp<br>licaRes|Receita<br>de<br>aplicação da TE no<br>período Reservado<br>quando<br>não<br>se<br>aplica<br>posto<br>tarifário|R$|Decimal||
|10<br>7|ReceitaBandeiras|Receita<br>com<br>Bandeiras<br>Tarifárias|R$|Decimal|Conforme<br>Submódul<br>o 6.8 do<br>PRORET|
|10<br>8|ReceitaUltDemAtiv<br>a|Receita<br>de<br>Ultrapassagem de<br>Demanda Ativa|R$|Decimal||
|10<br>9|Multa|Multa aplicada a<br>Unidade<br>Consumidora|R$|Decimal||
|11<br>0|Juros|Juros aplicado a<br>Unidade<br>Consumidora|R$|Decimal||
|11<br>1|EncargosConexao|Encargos<br>de<br>Conexão<br>às<br>Instalações<br>de<br>Distribuição|R$|Decimal||
|11<br>2|ValorCompensacao|Valores<br>relacionados<br>à<br>compensação<br>de<br>qualidade<br>do<br>serviço, do produto<br>e comercial|R$|Decimal|Conforme<br>REN<br>nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-la;<br>Módulo 8<br>do<br>PRODIST,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-lo|
|11<br>3|MultaEncerrament<br>o|Multa<br>por<br>encerramento|R$|Decimal|Conforme<br>REN<br>nº<br>414/2010,|

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|||antecipado<br>dos<br>contratos|||ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-la|
|11<br>4|ServicosCobraveis|Valores<br>relacionados<br>a<br>serviços cobráveis|R$|Decimal|Conforme<br>REN<br>nº<br>414/2010|
|11<br>5|ERE|Valor<br>correspondente à<br>energia<br>elétrica<br>reativa excedente à<br>quantidade<br>permitida<br>pelo<br>fator de potência<br>de referência “fR”,<br>no<br>período<br>de<br>faturamento|R$|Decimal|Conforme<br>art. 96 e 97<br>da REN nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-los|
|11<br>6|DRE|Valor, por posto<br>tarifário<br>“p”,<br>correspondente à<br>demanda<br>de<br>potência<br>reativa<br>excedente<br>à<br>quantidade<br>permitida<br>pelo<br>fator de potência<br>de referência “fR”<br>no<br>período<br>de<br>faturamento|R$|Decimal|Conforme<br>art. 96 e 97<br>da REN nº<br>414/2010,<br>ou o que<br>vier<br>a<br>sucedê-los|
|11<br>7|ValorTotalFatura|Valor<br>Total<br>da<br>Fatura|R$|Decimal||

_* TE – Tarifa de Energia_ 

_** TUSD – Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição_ 

## **4.9. INFORMAÇÕES DE TRIBUTOS** 

29. Os tributos devem ser informados respeitando as especificações que constam da Tabela 11. 

## **Tabela 11 – Informações da Tributos** 

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidade**|**Tipo **|**Observação**|
|---|---|---|---|---|---|
|118|ICMS|Imposto<br>sobre<br>Circulação<br>de<br>Mercadorias<br>e<br>Serviços - ICMS,<br>que consta da<br>fatura<br>de<br>energia|R$|Decimal||
|119|PIS|Programa<br>de<br>Integração<br>Social - PIS|R$|Decimal||
|120|COFINS|Contribuição<br>para<br>Financiamento<br>da<br>Seguridade<br>Social - COFINS|R$|Decimal||
|121|BaseCalculoICMS|Base de Cálculo<br>do ICMS|R$|Decimal||
|122|BaseCalculoPISCOFINS|Base de Cálculo<br>do PIS COFINS|R$|Decimal||
|123|CIP|Contribuição<br>para o custeio<br>da<br>Iluminação<br>Pública - CIP|R$|Decimal||

## **4.10. INFORMAÇÕES DE REATIVOS** 

30. As informações de Reativos devem ser encaminhadas conforme especificações da Tabela 12. 

**Tabela 12 – Informações de Reativo** 

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|12<br>4|ConsReativoPonta|Consumo<br>Reativo<br>no posto tarifário<br>Ponta|kvarh|Decimal||

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidad**<br>**e**|**Tipo**|**Observaçã**<br>**o**|
|---|---|---|---|---|---|
|12<br>5|ConsReativoForaPo<br>nta|Consumo<br>Reativo<br>no posto tarifário<br>Fora de Ponta|kvarh|Decimal||
|12<br>6|ConsReativoInterm<br>ediario|Consumo<br>Reativo<br>no posto tarifário<br>Intermediário|kvarh|Decimal||
|12<br>7|ConsReativoNaoSe<br>Aplica|Consumo<br>Reativo<br>quando<br>não<br>se<br>aplica<br>posto<br>tarifário|kvarh|Decimal||
|12<br>8|DemReativaPonta|Demanda Reativa<br>no posto tarifário<br>Ponta|kvar|Decimal||

## **5. INFORMAÇÕES ENCAMINHADAS PELA CCEE** 

31. No presente tópico são detalhadas as informações encaminhadas mensalmente pela CCEE à ANEEL, referentes à contabilização do mês e recontabilizações com efeitos nos meses anteriores, devidamente certificadas, conforme Tabela 14. 

**Tabela 14 – Dados CCEE** 

|**Nº**|**Informação**|**Especificação**|**Tipo**|**Acrônimo**|
|---|---|---|---|---|
|1|Ajustes na|Código do evento.|Caractere|CD_EVCT|
||Liquidação|Código doperfil do agente.|Inteiro|CD_PERF_AGEN|
||Financeira do||||
|||||NM_NOME_AJUS|
||Mercado de Curto|<br>Nome do ajuste.|Caractere||
|||||TE|
||Prazo (por perfil||||
||||||
|||<br> <br> <br>||VL_RATEIO_DESL_|
||de agente credor)|<br>Valor<br>do<br>rateio<br>do<br>|Decimal||
|||<br>desligamento<br>sem|||
|||<br>sucessão.||SEM_SUC|
||||||
||Tabela CCEE_||||
|||Valor do ajuste.|Decimal|VL_AJUSTES|
||AJUSTES||||
||||||
|||Código do evento.|Caractere|CD_EVCT|
||Registros de|Código do contrato.|Caractere|CD_CNTR|
||Contratos, com||||
|||||CD_PERF_AGCOM|
||Modulação|Código do perfil do agente<br>|Inteiro||
|2||comprador.||P|
||(por perfil de||||
|||||CD_PERF_AGVEN|
||agente)|Código do perfil do agente<br>|Inteiro||
|||vendedor.||D|
||||||
|||Data de competência.|Data|COMPETENCIA|

|**Nº**|**Informação**|**Especificação**|**Tipo**|**Acrônimo**|
|---|---|---|---|---|
||Tabela||||
||CCEE_CONTRATOS|Quantidade Modulada do<br>|Decimal|QT_CQ|
|||Contrato.|||
||_MENSAL||||
|3||Código do evento.|Caractere|CD_EVCT|
|||Código do contrato.|Caractere|CD_CNTR|
|||Tipo do contrato.|Inteiro|TP_CNTR|
|||Número<br>sequencial<br>do|||
||||Inteiro|NU_SEQL_LEIL|
|||leilão.|||
||||||
|||Nome do leilão.|Caractere|NM_LEIL|
|||Número do tipo de leilão.|Inteiro|NU_TIPO_LEIL|
|||Número<br>sequencial<br>do|||
||||Inteiro|NU_SEQL_PROD|
|||produto.|||
||||||
|||Nome doproduto.|Caractere|NM_PROD|
|||Data do leilão.|Data|DT_LEIL|
|||Data<br>de<br>início<br>do|||
||||Data|DT_INIO_SPMT|
|||suprimento.|||
||||||
|||Data de fim do suprimento.|Data|DT_FIM_SPMT|
||Registros de||||
|||||CD_PERF_AGVEN|
||<br>Contratos|Código do perfil do agente<br>|Inteiro||
|||vendedor.||D|
||Regulados||||
|||Código da classe do agente|Caractere|CD_CSSE_VEND|
|||<br>vendedor.|||
||Tabela|||CD_PERF_AGCOM|
|||Código do perfil do agente<br>|Inteiro||
||CCEE_LISTA_CO|comprador.||P|
||||||
||NTRATOS|Código da classe do agente<br>|Caractere|CD_CSSE_COMP|
|||comprador.|||
|||Número da parcela da|||
||||Inteiro|NU_PARC_USIN|
|||usina.|||
||||||
|||Nome da usina.|Caractere|NM_RESD|
|||Código do submercado de<br>|Caractere|CD_SMER_ORIG|
|||<br>origem.<br>|||
|||Código do submercado de<br>|Caractere|CD_SMER_DEST|
|||<br>destino.|||
|||Indicador do contrato de<br>|<br>Caractere|IC_CNTR_EXPT|
|||exportação.|||
|||||IC_CNTR_EXPT_|
|||Indicador do contrato de<br>|Caractere||
|||exportação validado.||VLDD|
||||||
|||||TP_MDLD_ENER|
|||Tipo de modalidade de<br>|<br>Inteiro||
|||energia contratada.||_CNTR|
||||||
|||Código de referência do<br>|<br>Caractere|CD_REFN_CNTR|
|||<br>contrato.|||
|||||NU_SEQL_CNTR|
|||Número de sequência de<br>|<br>Caractere||
|||referência do contrato ACR.||_REFN_ACR|
||||||

|**Nº**|**Informação**|**Especificação**|**Tipo**|**Acrônimo**|
|---|---|---|---|---|
||||Caractere|DT_H_INI|
|||Data e Hora Inicial|||
||||||
||||Caractere|DT_H_FIM|
|||Data e Hora Final|||
||||||
|||Código do evento.|Caractere|CD_EVCT|
|||Código doperfil do agente.|Inteiro|CD_PERF_AGEN|
|||Data de competência.|Data|COMPETENCIA|
|||Valor da compensação do|||
|||||VL_COMPENSAC|
|||MRE<br>(Mecanismo<br>de|<br>Decimal||
|||||AO_MRE|
|||Realocação de Energia).|||
||||||
|||Valor do total mensal do|||
|||resultado no Mercado de|Decimal|VL_TM_MCP|
|||Curto Prazo.<br>|||
|||Valor total de ajustes de<br>|<br>Decimal|VL_TAJ_EF|
|||<br>exposições financeiras.|||
|||Valor total de encargos<br>|<br>Decimal|VL_ENCARGOS|
|||<br>consolidado.<br> <br> <br> <br>|||
|||Valor<br>total<br>de<br>ajustes<br> <br>|Decimal<br>|VL_TAJ_AR|
|||<br>referentes<br>ao<br>alívio<br>|||
|||retroativo.<br> <br> <br> <br>|||
|||Valor<br>do<br>efeito<br>da<br>|<br> <br>Decimal|VL_ECD|
|||contratação<br>por<br>|||
||Contratação do|disponibilidade.<br>|||
|||Valor do efeito do CCGF<br> <br> <br> <br>|||
||ACR, conforme|(Contrato<br>de<br>Cota<br>de<br>|Decimal|VL_ECCGF|
|||<br>Garantia Física) para cada<br>|||
||Sistema de|<br>perfil de agente.<br>|||
|||Valor do efeito do CCEN<br> <br> <br> <br>|||
||Informações do||||
|||(Contrato<br>de<br>Cota<br>de<br>|Decimal|VL_ECCEN|
|4|Setor Elétrico|Energia Nuclear) para o<br>|||
|||perfil de agente.|||
|||Valor de ajuste resultante|||
||Tabela|da (s) recontabilização (s)|||
||||Decimal|VL_AJU_RECON|
||CCEE_RESULTADO|realizadas para o agente e|||
||||||
||S_SISE|mês de execução.<br>|||
|||Valor de ajuste decorrente<br>|||
|||<br>do MCSD (Mecanismo de<br>|Decimal|VL_MCSD_XP|
|||<br>Compensação de Sobras e<br>|||
|||Déficits)_ex post_.|||
|||Valor<br>do<br>resultado|||
||||<br>Decimal|VL_RES_PRE|
|||preliminar.|||
||||||
||||Decimal|VL_RESULTADO|
|||Valor do resultado final.|||
||||||
|||Valor do ajuste do rateio da<br>||VL_AJU_INAD_D|
||||Decimal||
|||<br>inadimplência dos agentes<br>|||
|||||SS|
|||<br>desligados sem sucessão.|||
||||||
|||||VL_RES_EXCD_E|
|||Valor do excedente da<br>|||
||||Decimal||
|||conta Coner (Conta de<br>|||
|||<br>Energia de Reserva).||R|
||||||
|||<br> <br> <br>|||
|||Valor<br>do<br>efeito<br>de<br>|Decimal|VL_ECQA|
|||contratação de usina apta.|||
||||Decimal|VL_EC_IT|
|||Valor do efeito de Itaipu.|||
|||<br> <br> <br>|||
|||Valor<br>do<br>efeito<br>do<br>|||
|||descolamento entre PLD<br>|Decimal|VL_E_DESC|
|||(Preço de Liquidação das<br>|||
|||<br>Diferenças) e CMO (Custo<br>|||
|||<br>Marginal de Operação).|||

|**Nº**|**Informação**|**Especificação**<br>|**Tipo**|**Acrônimo**|
|---|---|---|---|---|
|||Valor do efeito do repasse<br>|||
|||<br>do risco hidrológico do ACR<br>|Decimal|VL_ERRH|
|||<br>(Ambiente de Contratação<br>|||
|||Regulada).|||
|5||Código do evento.|Caractere|CD_EVCT|
|||Data de competência.|Data|COMPETENCIA|
|||Código doperfil do agente.<br> <br> <br>|Inteiro|CD_PERF_AGEN|
|||Quantidade<br>total<br>da<br>|Decimal|QT_TGFIS|
|||garantia física do agente.|||
|||Quantidade<br>de<br>geração<br>|Decimal|QT_TGG|
|||<br>total do agente.|||
|||Quantidade da consolidação<br>|Decimal|QT_MRE|
|||<br>do resultado do MRE.|||
|||Quantidade do consumo de<br>|Decimal|QT_TGGC|
|||geração total do agente.|||
|||Quantidade do consumo<br>|Decimal|QT_TRC|
|||total do agente.|||
|||Quantidade da posição<br>|Decimal|QT_PCL|
|||<br> <br>contratual líquida.|||
||Sobrecontratação||||
|||<br>Quantidade dos contratos<br>|Decimal|QT_CQ_VENDA|
||das Distribuidoras|de venda total(MWh).|||
|||||QT_CQ_COMPR|
|||Quantidade dos contratos<br>|Decimal||
||Tabela|de compra total (MWh).||A|
||||||
||CCEE_SOBRECONT|Quantidade<br>do<br>balanço<br>|<br>Decimal|QT_NET|
|||<br>energético do agente.<br> <br> <br> <br>|||
||RATACAO||||
|||Valor<br>total<br>de<br>ajustes<br>|Decimal|VL_TAJ_EF_GER|
|||referentes ao excedente<br>|||
|||financeiro.<br> <br> <br> <br>|||
|||Valor<br>de<br>ajuste<br>das<br> <br>|||
|||<br>exposições<br>financeiras<br>||VL_AJ_EF_CCEA|
|||<br>remanescentes de CCEAR<br> <br>|Decimal||
|||(Contratos<br>de<br>||R_REM|
|||<br>Comercialização de Energia<br>|||
|||<br>no Ambiente Regulado).<br> <br> <br>|||
|||Quantidade<br>de<br>ajuste<br> <br> <br> <br>||QT_AJ_SR_CCEA|
|||<br>referente<br>à<br>sobra<br>de<br>|Decimal||
|||recurso<br>alocada<br>ao<br>||R|
|||comprador de CCEAR.|||
|||<br> <br> <br>||VL_AJ_EF_CCEA|
|||Valor<br>de<br>ajuste<br>das<br>|Decimal||
|||<br>exposições financeiras de|||
|||<br>CCEAR.||R|
||||||
|||||VL_EF_CCEAR_|
|||Valor de exposição negativa<br>|Decimal||
|||remanescente de CCEAR.||N_REM|
||||||
|||Código do evento.|Caractere|CD_EVCT|
|||||MM_ANO_REF|
|||Mês e ano de referência.|Data||
|||||N|
||Perdas do Sistema||||
|||<br> <br>|||
|||Quantidade<br>total<br>do<br>|||
||Interligado||||
|||consumo da rede básica por<br> <br>|Decimal|QT_TOT_C|
||Nacional|período<br>de<br>|||
|6||comercialização.|||
|||Quantidade<br>total<br>de|||
||||||
||Tabela|geração<br>participante<br>do|||
||CCEE_PERDAS|rateio<br>de<br>perdas<br>por|Decimal|QT_TOT_GP|
|||período<br>de|||
||||||
|||comercialização.<br> <br> <br>|||
|||Quantidade<br>total<br>de<br>|Decimal|QT_TOT_G|
|||geração da rede básica por|||

|**Nº**|**Informação**|**Especificação**<br> <br>|**Tipo**|**Acrônimo**|
|---|---|---|---|---|
|||período<br>de<br>|||
|||<br>comercialização.<br> <br> <br>|||
|||Quantidade<br>total<br>de<br>|||
|||consumo participante do<br> <br> <br>|||
||||Decimal|QT_TOT_CP|
|||<br>rateio<br>de<br>perdas<br>por<br> <br>|||
|||<br> <br>período<br>de<br>|||
||||||
|||<br>comercialização.<br>|||
|||Percentual do fator de<br>|||
|||perdas da rede básica a ser<br>|||
|||<br>aplicado aos pontos de|Decimal|FT_XP_CLF|
|||<br>consumo,<br>ou<br>a<br>suas<br>|||
|||<br>parcelas, que participam do<br>|||
|||<br>rateio de perdas.<br>|||
|||Percentual do fator de<br>|||
|||perdas da rede básica a ser<br>|Decimal|FT_XP_GLF|
|||<br>associado à parcela de<br>|||
|||<br>usina.<br>|||
|||Nome do evento|Caractere|NM_EVCT<br>|
|||||NMTIPOPAT<br>|
|||Nome do Patamar|Caractere||
|||||__<br>M<br>|
||||||
|||Código da Semana<br>|Caractere<br>|CD_SMAN<br>|
|||Data e Hora<br>|Caractere<br>|DT_HR<br>|
|||Hora|Caractere|DT_HR_TZ|
|7||Código do evento.|Caractere|CD_EVCT|
|||||MM_ANO_REF|
|||Mês e ano de referência.|Data||
|||||N|
||||||
|||Quantidade de medição<br> <br>|Decimal|QT_MBU|
|||<br>bruta<br>em<br>operação<br>|||
|||<br>comercial.|||
||||||
|||Quantidade de perdas de|||
|||geração no período de|Decimal|QT_PERDAS_G|
|||comercialização.|||
|||Quantidade de medição de|||
|||||QT_MED_G_PR|
|||geração não ajustada que|Decimal||
|||||B|
|||participa da rede básica.|||
||Geração da Itaipu||||
||||||
|||Percentual do fator de|||
||Binacional||||
|||ajuste da garantia física em|||
||||Decimal|FT_F_PDI_GF|
|||função<br>da<br>média<br>das|||
||Tabelas||||
||||||
|||perdas internas.|||
||CCEE_ITAIPU||||
|||Nome do Evento|Caractere|NM_EVCT|
||e||||
|||Código do Agente|Caractere|CD_AGEN|
||CCEE_ITAIPU_F_P||||
||DI_GF|Nome Razão Social|Caractere|NM_RZOA_SOCI|
|||Sigla do Agente|Caractere|SG_AGEN|
|||CNPJ|Caractere|CD_CNPJ|
|||Sigla do Perfil de Agente|Caractere|SG_PERF_AGEN|
|||Código do Perfil de Agente|Caractere|CD_PERF_AGEN|
|||Número<br>sequencial<br>da||NU_SEQL_PARC_|
||||Caractere||
|||parcela do ativo||ATIV|
||||||
|||Nome|Caractere|NM_RESD|
|||Código do Ativo|Caractere|CD_ATIV|
|||Nome do Ativo|Caractere|NM_RESD_ATIV|
|||Tipo do Ativo|Caractere|TP_ATIV|

|**Nº**|**Informação**|**Especificação**|**Tipo**|**Acrônimo**|
|---|---|---|---|---|
|||Código do Submercado|Caractere|CD_SMER|
|||Nome do Submercado|Caractere|NM_SMER|
|||Nome Patamar|Caractere|NM_TIPO_PATM|
|||Código da Semana|Caractere|CD_SMAN|
|||Data e Hora|Caractere|DT_HR|
|||Hora|Caractere|DT_HR_TZ|
|||Perdas do Consumo da|||
|||Geração no período de|Decimal|QT_PERDAS_CG|
|||comercialização|||
|||Fator de Abatimento das|||
|||Perdas<br>Internas|||
||||Decimal|FT_F_PDI|
|||Instantâneas da parcela de|||
||||||
|||usina|||
|||Medição de Consumo de|||
|||Geração Não Ajustada da|Decimal|QT_MED_CG|
|||parcela de usina|||
|||Código do evento.|Caractere|CD_EVCT|
|||Mês ano de referência|Caractere|MM_ANO_REFN|
|||Ano anterior|Caractere|AA_ANTE|
|||Código do evento.|Caractere|CD_EVCT|
|||Data de competência.|Data|COMPETENCIA|
|||Código doperfil do agente.|Inteiro|CD_PERF_AGEN|
||Rateio de Cotas de||||
|||Código do perfil do agente||CD_PERF_AGEN_|
||Garantia Física||Inteiro||
|||cotista.||COTS|
||(usina x||||
||||||
|8|<br>distribuidora)|Número da parcela da|||
||||Inteiro|NU_PARC_USIN|
|||usina.|||
||||||
||Tabela|Nome da usina.|Caractere|NM_RESD|
||CCEE_F_CCGF|Percentual do fator de|||
|||rateio de cotas de garantia|||
||||Decimal|FT_F_CCGF|
|||física para cada perfil de|||
||||||
|||agente cotista.|||
|9||Código do evento.|Caractere|CD_EVCT|
||Resultado Final da||||
|||Data de competência.|Data|COMPETENCIA|
||Usina Associado||||
|||Código doperfil do agente.|Inteiro|CD_PERF_AGEN|
||ao Comprador do||||
|||Nú d l d|||
||Produto com o|mero a parcea a|Inteiro|NU_PARC_USIN|
|||i|||
||objetivo de|usna.|||
|||Nome da usina.|Caractere|NM_RESD|
||determinar os||||
||efeitos do CCEAR|Número<br>sequencial<br>do|||
||||Inteiro|NU_SEQL_PROD|
|||produto.|||
||||||
||||||

|**Nº**|**Informação**|**Especificação**|**Tipo**|**Acrônimo**|
|---|---|---|---|---|
||por|Número<br>sequencial<br>do|||
||||Inteiro|NU_SEQL_LEIL|
||disponibilidade|leilão.|||
||||||
|||<br>Nome do leilão.|Caractere|NM_LEIL|
||Tabela CCEE_RFUC||||
|||<br>Valor do resultado final da|||
||||||
|||usina<br>associado<br>ao|Decimal|VL_RFUC_PROD|
|||comprador doproduto.|||
|||Código do evento.|Caractere|CD_EVCT|
||Encargo de|Código doperfil do agente.|Inteiro|CD_PERF_AGEN|
||Serviço do|Data de competência.|Data|COMPETENCIA|
||Sistema|Valor do encargo.|Decimal|VL_ENCARGOS|
|10|||||
|||Valor<br>total<br>de<br>alívio|||
||||||
||Tabela||||
|||retroativo<br>referente<br>ao|||
||||Decimal|VL_TAR_ENC|
||CCEE_ESS||||
|||pagamento de encargos do|||
||||||
|||perfil de agente.|||
|11||Código do evento.|Caractere|CD_EVCT|
|||Código doperfil do agente.|Inteiro|CD_PERF_AGEN|
|||Data de competência.|Data|COMPETENCIA|
|||Valor<br>do<br>encargo<br>da|||
||Encargo de|energia de reserva a ser|||
||||Decimal|VL_EER_C|
||Energia de|pago por cada perfil de|||
||||||
||Reserva|agente.|||
|||Valor<br>de<br>encargos|||
||Tabela CCEE_EER|calculado<br>em||VL_PLMN_ENCG|
||||Decimal||
|||processamentos||_CALD|
||||||
|||anteriores.|||
|||Sigla do Perfil de Agente|Caractere|SG_PERF_AGEN|
|||Ajuste|Decimal|AJUSTE|
|||Código do evento.|Caractere|CD_EVCT|
|||Mês de Processamento|Data|MM_CTBZ|
|||Código<br>do<br>contrato|||
||||Caractere|CD_CNTR_CDEN|
||Mecanismo de|cedente.|||
||||||
||Compensação de|Código<br>do<br>contrato|||
||||Caractere|CD_CNTR_CESS|
||Sobras e Déficits|cessionário.|||
|12|||||
|||Código do perfil de agente|||
||||Inteiro|CD_AGCDEN|
||Tabela|cedente.|||
||||||
||CCEE_MCSD|Código do perfil de agente|||
||||Inteiro|CD_AGCESS|
||||||
|||cessionário.|||
||||||
|||Código do perfil de agente|||
||||Inteiro|CD_AGVEND|
|||vendedor.|||
||||||

|**Nº**|**Informação**|**Especificação**|**Tipo**|**Acrônimo**|
|---|---|---|---|---|
|||Número<br>sequencial<br>do|||
||||Inteiro|NU_SEQL_LEIL|
|||leilão.|||
||||||
|||Nome do leilão.|Caractere|NM_LEIL|
|||Número<br>sequencial<br>do|||
||||Inteiro|NU_SEQL_PROD|
|||produto.|||
||||||
|||Código do submercado.|Caractere|CD_SMER|
|||Quantidade<br>total<br>das|||
|||cessões passadas de CCEAR|Decimal|QT_QTP_SAZ|
|||sazonalizadas.|||
|||Quantidade<br>total<br>das|||
|||cessões atuais de CCEAR|Decimal|QT_QTA_SAZ|
|||sazonalizadas.|||
|||Valor do preço do CCEAR||QT_APFAT_CCEA|
||||Decimal||
|||atualizado ajustado.||R|
||||||
|||Valor do preço do CCEAR|||
||||Decimal|VL_PFAT_CCEAR|
|||atualizado.|||
||||||
|||Valor<br>a<br>liquidar<br>da|||
|||quantidade<br>total<br>das|||
||||Decimal|VL_FQTP_CCEAR|
|||cessões<br>passadas<br>de|||
||||||
|||CCEAR.|||
|||Valor<br>a<br>liquidar<br>da|||
|||quantidade<br>total<br>das|Decimal|VL_FQTA_CCEAR|
|||cessões atuais de CCEAR.|||
|||Valor a liquidar total das|||
|||cessões (Passadas e Atuais)|Decimal|VL_FAT_CCEAR|
|||de CCEAR.|||
|13||Código do evento.|Caractere|CD_EVCT|
|||Data de competência.|Data|COMPETENCIA|
|||Código doperfil do agente.|Inteiro|CD_PERF_AGEN|
||Receita de venda||||
||das usinas cotistas|<br>Número da parcela da|||
||||Inteiro|NU_PARC_USIN|
|||usina.|||
||||||
||Tabela|Nome da usina.|Caractere|NM_RESD|
||CCEE_RRV_CCGF||||
|||Valor da receita de venda.|Decimal|VL_RVM|
||||||
|||Valor do ajuste do contrato||VL_AJUSTES_CCG|
||||Decimal||
|||de cota degarantia física.||F|
||||||
|14||Código do evento.|Caractere|CD_EVCT|
||Receita das usinas||||
||nucleares|Mês e ano de referência.|Data|MM_ANO_REFN|
|||Código doperfil do agente.|Inteiro|CD_PERF_AGEN|
||||||

|**Nº**|**Informação**|**Especificação**|**Tipo**|**Acrônimo**|
|---|---|---|---|---|
||Tabela CCEE_CCEN|<br>Valor da receita de venda|||
|||mensal associada ao CCEN|||
||||Decimal|VL_RVM_CCEN|
|||(Contratos de Cotas de|||
||||||
|||Energia Nuclear).|||

## **6. INFORMAÇÕES ENCAMINHADAS PELO ONS** 

32. No presente tópico são detalhadas as informações encaminhadas mensalmente pelo ONS à ANEEL, referentes às informações das distribuidoras. 

33. O ONS deve enviar à ANEEL os dados presentes no Relatório de Aviso de Débito (AVD) listados na Tabela 15, segregados por distribuidora e competência. 

**Tabela 15 – Dados ONS** 

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidade**|**Tipo **|**Observação**|
|---|---|---|---|---|---|
|1|Número AVD|Numeração única de cada<br>AVD||Inteiro||
|2|Agente|Sigla do Agente||Caractere||
|3|Código|Código do Agente||Inteiro||
|4|Mês|Competência do AVD||DD/MM/AAAA||
|5|EUST RB Ponta|Encargo de uso do sistema de<br>transmissão – Ponta||Decimal||
|6|EUST RB Ponta<br>(Adicional)|Encargo de uso do sistema de<br>transmissão<br>–<br>Ponta<br>(faturamento<br>de<br>meses<br>anteriores)||Decimal||
|7|PIU RB Ponta|Parcela<br>de<br>ineficiência<br>por<br>ultrapassagem<br>de<br>Rede<br>Básica – Ponta||Decimal||
|8|ADCEUST<br>RB<br>Ponta|Adicional de Encargo de Uso<br>do Sistema de Transmissão –<br>Ponta||Decimal||
|9|EUST Flexível RB<br>Ponta|Encargo de uso do sistema de<br>transmissão de modalidade<br>flexível – Ponta||Decimal||
|10|Redução Onerosa<br>RB Ponta|Encargos devidos à redução<br>do montante contratado de<br>forma onerosa – Ponta||Decimal||

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidade**|**Tipo **|**Observação**|
|---|---|---|---|---|---|
|11|EUST<br>RB<br>Fora<br>Ponta|Encargo de uso do sistema de<br>transmissão – Foraponta||Decimal||
|12|EUST<br>RB<br>Fora<br>Ponta (Adicional)|Encargo de uso do sistema de<br>transmissão – Fora ponta<br>(faturamento<br>de<br>meses<br>anteriores)||Decimal||
|13|PIU RB Fora Ponta|Parcela de ineficiência por<br>ultrapassagem<br>de<br>Rede<br>Básica – Foraponta||Decimal||
|14|ADCEUST RB Fora<br>Ponta|Adicional de Encargo de Uso<br>do Sistema de Transmissão –<br>Foraponta||Decimal||
|15|EUST Flexível RB<br>Fora Ponta|Encargo de uso do sistema de<br>transmissão flexível – Fora<br>ponta||Decimal||
|16|Redução Onerosa<br>RB Fora Ponta|Encargos devidos à redução<br>do montante contratado de<br>forma onerosa – Foraponta||Decimal||
|17|EUST RF Ponta|Encargo de uso do sistema de<br>transmissão<br>fronteira<br>–<br>Ponta||Decimal||
|18|EUST RF Ponta<br>(Adicional)|Encargo de uso do sistema de<br>transmissão<br>fronteira<br>–<br>Ponta<br>(faturamento<br>de<br>meses anteriores)||Decimal||
|19|PIU RBF Ponta|Parcela de ineficiência por<br>ultrapassagem<br>de<br>Rede<br>Básica fronteira – Ponta||Decimal||
|20|ADCEUST<br>RF<br>Ponta|Adicional de Encargo de Uso<br>do Sistema de Transmissão<br>fronteira – Ponta||Decimal||
|21|EUST Flexível RBF<br>Ponta|Encargo de uso do sistema de<br>transmissão<br>flexível<br>de<br>fronteira – Ponta||Decimal||
|22|Redução Onerosa<br>RF Ponta|Encargos devidos à redução<br>do montante contratado de<br>forma onerosa de Rede<br>Básica fronteira – Ponta||Decimal||

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidade**|**Tipo **|**Observação**|
|---|---|---|---|---|---|
|23|EUST<br>RF<br>Fora<br>Ponta|Encargo de uso do sistema de<br>transmissão fronteira – Fora<br>ponta||Decimal||
|24|EUST<br>RF<br>Fora<br>Ponta (Adicional)|Encargo de uso do sistema de<br>transmissão fronteira – Fora<br>ponta<br>(faturamento<br>de<br>meses anteriores)||Decimal||
|25|PIU<br>RBF<br>Fora<br>Ponta|Parcela de ineficiência por<br>ultrapassagem<br>de<br>Rede<br>Básica fronteira – Foraponta||Decimal||
|26|ADCEUST RF Fora<br>Ponta|Adicional de Encargo de Uso<br>do Sistema de Transmissão<br>fronteira – Foraponta||Decimal||
|27|EUST Flexível RBF<br>Fora Ponta|Encargo de uso do sistema de<br>transmissão<br>flexível<br>de<br>fronteira – Foraponta||Decimal||
|28|Redução Onerosa<br>RF Fora Ponta|Encargos devidos à redução<br>do montante contratado de<br>forma onerosa de Rede<br>Básica fronteira – Foraponta||Decimal||
|29|Parcela de Ajuste<br>de Fronteira|Parcela de Ajuste – PA do<br>ciclo<br>tarifário<br>anterior<br>referente à fronteira||Decimal||
|30|Ad.Ressarc.<br>Sobrecarga–RBF|Adicional de ressarcimento<br>financeiro por Sobrecarga –<br>Rede Básica fronteira||Decimal||
|31|Parcela<br>Variável<br>RF|Parcela Variável – Rede<br>Básica fronteira||Decimal||
|32|Parcela Itaipu|Parcela da receita referente à<br>Itaipu||Decimal||
|33|Total de TUSDg–T|Encargos<br>associados<br>às<br>Tarifas de Uso do Sistema de<br>Distribuição||Decimal||
|34|Total de TUSDg–<br>ONS|Receita associada à TUSDg<br>atribuída ao ONS||Decimal||
|35|PIS<br>–<br>Parcela<br>Ineficiência<br>Sobrecontratação|Parcela<br>Ineficiência<br>Sobrecontratação||Decimal||
|36|Parcela<br>Variável<br>RB|Parcela Variável – Rede<br>Básica||Decimal||

|**N°**|**Informação**|**Especificação**|**Unidade**|**Tipo **|**Observação**|
|---|---|---|---|---|---|
|37|Total de EUST RB|Total do encargo de uso do<br>sistema de transmissão –<br>Nodal||Decimal||
|38|Total de Encargos<br>de Uso RBF|Total do encargo de uso do<br>sistema de transmissão –<br>Fronteira||Decimal||
|39|Total de EUST|Total do encargo de uso do<br>sistema de transmissão||Decimal||
|40|PIS/PASEP<br>e<br>COFINS|||Decimal||
|41|Total de EUST c/<br>PIS/COFINS|Total do encargo de uso do<br>sistema de transmissão com<br>tributos||Decimal||

## **7. DISPOSIÇÕES TRANSITÓRIAS** 

34. As informações de que tratam o presente Submódulo devem ser encaminhadas até 31/01/2019, de forma retroativa, referente ao período de competência de janeiro de 2018 a dezembro de 2018. 

35. As informações de que tratam o presente Submódulo devem ser encaminhadas até 31/07/2019, de forma retroativa, referente ao período de competência de janeiro de 2016 a dezembro de 2017. 

## **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<br>(em<br>itálico)|**3. PROCEDIMENTOS GERAIS**<br>6.  Os montantes faturados de qualquer mês do Período de Referência são aqueles_registrados_<br>_no sistema informatizadopara registro de dados do mercado indicadopela ANEEL_|
|---|---|---|

## **Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica Submódulo 2.2 (itens 26, 48, 52) CUSTOS OPERACIONAIS** 

|Alterar<br>(em<br>itálico)||**3.2.1. INTERVALO DE CUSTOS EFICIENTES**<br>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_<br>_Audiência Públicaque discutirá oprocesso.”_|
|Incluir<br>(em<br>itálico)||**3.1. CÁLCULO DA RECEITA DE CUSTOS OPERACIONAIS**<br>**(...)**<br>14. Nos casos em que houve trajetória de redução via componente T do Fator X na revisão<br>anterior, deve-se apurar a nova proporção considerando tal efeito, conforme equação abaixo:<br>(...)<br>𝑉𝑃𝐵𝑅𝑒𝑣_: valor daparcela B na última revisão tarifária, com ajustes;_|
|||**3.3. CÁLCULO DOS CUSTOS OPERACIONAIS E COMPONENTE T DO FATOR X**<br>**(...)**<br>48. O valor dos custos operacionais regulatórios a ser considerado na revisão tarifária e o<br>Componente T do Fator X serão calculados conforme as expressões a seguir:<br>(...)<br>_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<br>incluir|**5. ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA E APLICAÇÃO**<br>**(...)**|
|---|---|---|

||(em<br>itálico)||29. O mecanismo de incentivo à qualidade técnica e comercial, representado pelo componente<br>Q, é especificado em cada reposicionamento tarifário (ex-post) com os dados de qualidade<br>técnica e comercial dos dois anos antecedentes,quando os processos tarifários ocorrem a<br>partir de abril de cada ano. Nos casos dos processos tarifários que ocorrem antes de abril de<br>cada ano, os dados de qualidade técnica e comercial serão aqueles do 3ºe 2ºano antecedente<br>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<br>(em<br>itálico)||**PERDAS DE ENERGIA E**|**_RECEITAS_ IRRECUPERÁVEIS (título)**|
|---|---|---|---|
|Alterar  e<br>incluir<br>(em<br>itálico)||**6.**<br>**RECEITAS**<br>**IRRECUPERÁVEIS**<br>**(...)**<br>47.O valor de receitas irrecuperáveis relacionadas aos demais itens de receita e bandeiras<br>tarifárias será calculado conforme segue.<br>(...)<br>RR: receita requerida,_subtraindo-se o valor referente às receitas irrecuperáveis relacionados_<br>_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:<br>A) nas revisões tarifárias que ocorrerem em 2015 e 2016: média da receita faturada nos 12<br>(doze) meses<br>Anteriores ao segundo mês anterior à data de revisão tarifária, atualizada pelo igp-m até a data<br>da revisão, Multiplicada por 12;<br>B) nas revisões tarifárias que ocorrerem em 2017: média da receita faturada nos 24 (vinte e<br>quatro) meses Anteriores ao sexto mês anterior à data de revisão tarifária, atualizada pelo igp-<br>m até a data da revisão, Multiplicada por 12;<br>C) nas revisões tarifárias que ocorrerem de 2018 em diante: média da receita faturada nos 36<br>(trinta e<br>Seis) meses anteriores ao sexto mês à data de revisão tarifária, atualizada pelo igp-m à data da<br>revisão,<br>Multiplicadapor 12.|
|---|---|
|Incluir|**3.2. RECEITAS DE ATIVIDADES ACESSÓRIAS PRÓPRIAS**<br>12. As atividades acessóriaspróprias são:|

||(em<br>itálico)|(...)<br>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** 

**3.4. CRITÉRIOS GERAIS** Incluir (...) (em _18. O cálculo do VGP de usinas dos sistemas isolados não deve considerar os custos_ itálico) _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<br>(em<br>itálico)||**3. REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL – RTA**<br>(...)<br>16. Caso o Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M) ou o Índice Nacional de Preços ao<br>Consumidor Amplo (IPCA) do último mês do Período de Referência não tenham sido divulgados<br>oficialmente pela Fundação Getúlio Vargas - FGV e pelo Instituto Brasileiro de Geografia e<br>Estatística - IBGE_até a data-limite definida pelo Submódulo 10.2_ para cálculo das atualizações<br>monetárias constantes do reajuste tarifário, será considerada para aquele mês a projeção mais<br>recente do respectivo índice (média mensal), informada no Sistema de Expectativas de<br>Mercado do Banco Central do Brasil (Focus), disponível para consulta na internet<br>(www.bcb.gov.br).|
|---|---|---|
|Alterar e<br>incluir<br>(em<br>itálico)||**4.3. PARCELA “A”**<br>(...)<br>_iii.a_. Para o uso dos sistemas de transmissão: os montantes de demanda de potência<br>contratados no período de referência, valorados pelas respectivas tarifas consideradas no<br>reajuste ou revisão do ano anterior_,sendo que, para novos pontos de conexão a valoração se_<br>_dará pelas tarifas médias ponderadas dos demais pontos, consideradas em DRA;_<br>_iii.b Para o uso dos sistemas de distribuição: os montantes de demanda de potência_<br>_contratados no período de referência e de energia elétrica associada, valorados pelas_<br>_respectivas tarifas consideradas no reajuste ou revisão do ano anterior, sendo que, para novos_<br>_pontos a valoração se dará pelas respectivas tarifas vigentes no período de referência; e_|

||Alterar e<br>incluir<br>(em<br>itálico)||**4.8. DISPOSIÇÕES GERAIS**<br>_56. Estando a concessionária, na data do reajuste em processamento (DRP), inadimplente com_<br>_suas obrigações intrassetoriais, não serão reajustados seus níveis de tarifas,se resultar em_<br>_aumento de receita,_ _conforme vedação prevista no art. 10 da Lei nº 8.631, de 04 de março de_<br>_1993. Neste caso, somente poderão ser praticadas as novas tarifas homologadas, resultantes_<br>_do processo tarifário em processamento, quando comprovado o adimplemento da_<br>_concessionária, sendo autorizada sua aplicação por meio de Despacho específico da_<br>_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<br>(em<br>itálico)||**4. CRITÉRIOS E PROCEDIMENTOS NA DATA DE REFERÊNCIA ANTERIOR - DRA**<br>10.  A energia requerida é definida como sendo o volume de energia elétrica e potência<br>adquirida para o atendimento dos consumidores cativos e das outras concessionárias e<br>permissionárias de distribuição de energia elétrica no período de referência acrescido de:<br>i. perdas elétricas do sistema de distribuição, às quais se subdividem em perdas técnicas<br>(_inclusive as provenientes das Demais Instalações de Transmissão– DIT de uso compartilhado,_<br>_quando aplicável)_e não técnicas, calculadas a partir dos limites regulatórios estabelecidos no<br>reajuste ou revisão anterior; e<br>_(...)_<br>12.  A energia requerida na DRA seguirá a seguinte fórmula de cálculo nos reajustes tarifários<br>anuais:<br>(...)<br>PRT_DRA: Perdas regulatórias totais, em MWh, obtida pela soma das perdas na rede básica,<br>perdas técnicas,_inclusive as provenientes das Demais Instalações de Transmissão– DIT de uso_<br>_compartilhado, quando aplicável,_e perdas não técnicas, conforme detalhado na Seção 7 deste<br>Submódulo.|
|---|---|---|
|Alterar<br>(em<br>itálico)||**5.1. ITAIPU BINACIONAL**<br>(...)<br>23. O custo com a aquisição de energia de Itaipu Binacional nos 12 (doze) meses subsequentes<br>à<br>realização do processo tarifário será obtido conforme fórmula a seguir:<br>(...)<br>TCV: Taxa de Câmbio PTAX média de Venda, correspondente à média das cotações de<br>fechamento PTAX1 do dólar dos EUA para venda, divulgadas pelo Banco Central do Brasil –<br>Bacen para o período entre o_54º e 25º dia anterior à data do Reajuste ou Revisão_|
|Alterar<br>(em<br>itálico)||**5.4. COTAS DAS CONCESSÕES RENOVADAS NOS TERMOS DA LEI 12.783/2013**<br>(...)<br>39. O preço de repasse das Cotas de Concessões Renovadas é dado pela seguinte equação:<br>(...)|

|||CFURHcotas: Expectativa de gastos com Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos<br>Hídricos – CFURH, considerando geração efetiva igual a 100% da garantia física das UHEs<br>_alocadas_noregime de cotas; e<br>TotalCotas: Montante relativo a_90_%da garantia física anual, em MWh, das UHEs_alocadas_no<br>regime de cotas; e pis_cofins: alíquota de 9,25%, referente aos tributos PIS/PASEP (1,65%) e<br>COFINS (7,60%).|
|---|---|---|
|Incluir<br>(em<br>itálico)||**5.6. LEILÕES E GERAÇÂO DISTRIBUÍDA POR CHAMADA PÚBLICA**<br>(...)<br>_44-B Os montantes de energia adquirida dos Leilões são informados pela CCEE._<br>_(...)_<br>_47. No custo com a aquisição de energia dos Leilões para os doze meses subsequentes à data_<br>_de realização do processo tarifário não estão inclusos os efeitos das cessões do MCSD de_<br>_Energia Nova._|
|Alterar e<br>incluir<br>(em<br>itálico)||**7.  PERDAS REGULATÓRIAS DE ENERGIA**<br>55.  Denominam-se perdas de energia o somatório das perdas elétricas no sistema de<br>distribuição, as quais se dividem em perdas técnicas(_inclusive_ _Perdas nas Demais Instalações_<br>_de Transmissão compartilhadas) _e não técnicas, das perdas na Rede Básica_,_conforme<br>definições a seguir:<br>▪ Perdas técnicas: Montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição_e nas_<br>_Demais Instalações de Transmissão de Uso compartilhado_,em decorrência das leis da<br>Física relativas aos processos de transporte, transformação de tensão e medição de<br>energia elétrica;<br>▪ Perdas na Rede Básica: Montante de energia elétrica dissipada no sistema de transmissão<br>_e nas Demais Instalações de Transmissão de uso compartilhado_em decorrência das leis<br>da Física relativas aos processos de transporte, transformação de tensão e medição de<br>energia elétrica;|
|Alterar<br>(em<br>itálico)||**7.1. CÁLCULO DAS PERDAS**<br>(...)<br>PRT_DRA = PRB_DRA + PT_DRA + PNT_DRA        (19)<br>onde:<br>PRB_DRA: Perdas regulatórias na rede básica_e DITC_,na DRA, calculadas para as distribuidoras<br>conectadas na Rede Básica, expressas em MWh;<br>PT_DRA: Perdas técnicas regulatórias,_inclusive_ _Perdas nas Demais Instalações de Transmissão_<br>_compartilhadas_, na DRA, expressas em MWh;<br>(...)<br>▪ Perdas Regulatórias Totais na DRP:<br>PRT_DRP = PRB_DRP + PT_DRP + PNT_DRP             (20)<br>onde:<br>PRB_DRP: Perdas regulatórias na rede básica_e DITC_, na DRP, calculadas para as distribuidoras<br>conectadas na Rede Básica, expressas em MWh;<br>PT_DRP: Perdas técnicas regulatórias,_inclusive_ _Perdas nas Demais Instalações de Transmissão_<br>_compartilhadas,_na DRP, expressas em MWh;<br>(...)|

||▪ Perdas Técnicas na DRA:<br>𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴=<br>%𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴(𝐸𝑉+𝑀𝐿+𝑃𝑁𝑇𝐷𝑅𝐴−𝑀𝐴1)<br>(1−%𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴)<br>+ %𝑃𝐷𝐼𝑇𝐷𝑅𝐴(𝐸𝑉+ 𝑀𝐿+ 𝑃𝑁𝑇𝐷𝑅𝐴+ 𝑃𝑇′𝐷𝑅𝐴−𝑀𝐴1)<br>(23)<br>Onde:<br>(...)<br>_PT’DRA : Total de perdas técnicas, na DRA, expressa em MWh, excluindo-se as Perdas nas Demais_<br>_Instalações de Transmissão;_<br>_%PDITDRA: Percentual de Perdas associadas às Demais Instalações de Transmissão, calculado_<br>_no processo tarifário anterior;_<br>%𝑷𝑫𝑰𝑻𝑫𝑹𝑨=<br>𝑷𝑫𝑰𝑻𝑷𝑨<br>𝑬𝑽𝑷𝑨+𝑴𝑳𝑷𝑨+𝑷𝑵𝑻𝑷𝑨+𝑷𝑻′𝑷𝑨−𝑴𝑨𝟏𝑷𝑨<br> **_(24)_**<br>_onde:_<br>_PDITPA: Perdas nas Demais Instalações de Transmissão consideradas no processo tarifário_<br>_anterior;_<br>_EVPA: Energia vendida pela concessionária, no processo anterior, para atendimento do mercado_<br>_cativo, consumo próprio e suprimento às concessionárias e permissionárias de distribuição, em_<br>_MWh;_<br>_MLPA: Mercado de energia registrado pelos consumidores livres, no processo anterior, expresso_<br>_em MWh_<br>_PNTPA: Total de perdas não técnicas do processo anterior, expressa em MWh;_<br>_PT’PA : Total de perdas técnicas do processo anterior, expressa em MWh, excluindo-se as Perdas_<br>_nas Demais Instalações de Transmissão consideradas no processo tarifário anterior;_<br>_MA1PA: Mercado de energia registrado pelos consumidores cativos e livres conectados no nível_<br>_de tensão A1 (230 kV ou mais), expresso em MWh, no processo tarifário anterior._<br>▪ Perdas Técnicas na DRP:<br>𝑃𝑇𝐷𝑅𝑃=<br>%𝑃𝑇𝐷𝑅𝑃(𝐸𝑉+𝑀𝐿+𝑃𝑁𝑇𝐷𝑅𝐴−𝑀𝐴1)<br>(1−%𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴)<br>+ 𝑃𝐷𝐼𝑇_𝐶𝑜𝑛𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑎(25)<br>Onde:<br>(...)<br>_PDIT_Contabilizada: Perdas verificadas nas Demais Instalações de Transmissão no período de_<br>_referência, calculadas conforme equação (30)._<br>▪ Perdas na Rede Básica na DRA:<br>PRB_DRA = %PRB_DRA X (PT_DRA + PNT_DRA + EV)_(26)_<br>onde:<br>%PRB_DRA: percentual de perdas na Rede Básica _e DITC_ utilizado na DRP do reajuste ou revisão<br>anterior.<br>(...)<br>▪ Perdas na Rede Básica na DRP:<br>PRB_DRP = %PRB_DRP X (PT_DRP + PNT_DRP + EV )_(27)_<br>onde:<br>%PRB_DRP: percentual de perdas na Rede Básica_e DITC_calculado conforme equação_(28)._<br>(...)|▪ Perdas Técnicas na DRA:<br>𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴=<br>%𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴(𝐸𝑉+𝑀𝐿+𝑃𝑁𝑇𝐷𝑅𝐴−𝑀𝐴1)<br>(1−%𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴)<br>+ %𝑃𝐷𝐼𝑇𝐷𝑅𝐴(𝐸𝑉+ 𝑀𝐿+ 𝑃𝑁𝑇𝐷𝑅𝐴+ 𝑃𝑇′𝐷𝑅𝐴−𝑀𝐴1)<br>(23)<br>Onde:<br>(...)<br>_PT’DRA : Total de perdas técnicas, na DRA, expressa em MWh, excluindo-se as Perdas nas Demais_<br>_Instalações de Transmissão;_<br>_%PDITDRA: Percentual de Perdas associadas às Demais Instalações de Transmissão, calculado_<br>_no processo tarifário anterior;_<br>%𝑷𝑫𝑰𝑻𝑫𝑹𝑨=<br>𝑷𝑫𝑰𝑻𝑷𝑨<br>𝑬𝑽𝑷𝑨+𝑴𝑳𝑷𝑨+𝑷𝑵𝑻𝑷𝑨+𝑷𝑻′𝑷𝑨−𝑴𝑨𝟏𝑷𝑨<br> **_(24)_**<br>_onde:_<br>_PDITPA: Perdas nas Demais Instalações de Transmissão consideradas no processo tarifário_<br>_anterior;_<br>_EVPA: Energia vendida pela concessionária, no processo anterior, para atendimento do mercado_<br>_cativo, consumo próprio e suprimento às concessionárias e permissionárias de distribuição, em_<br>_MWh;_<br>_MLPA: Mercado de energia registrado pelos consumidores livres, no processo anterior, expresso_<br>_em MWh_<br>_PNTPA: Total de perdas não técnicas do processo anterior, expressa em MWh;_<br>_PT’PA : Total de perdas técnicas do processo anterior, expressa em MWh, excluindo-se as Perdas_<br>_nas Demais Instalações de Transmissão consideradas no processo tarifário anterior;_<br>_MA1PA: Mercado de energia registrado pelos consumidores cativos e livres conectados no nível_<br>_de tensão A1 (230 kV ou mais), expresso em MWh, no processo tarifário anterior._<br>▪ Perdas Técnicas na DRP:<br>𝑃𝑇𝐷𝑅𝑃=<br>%𝑃𝑇𝐷𝑅𝑃(𝐸𝑉+𝑀𝐿+𝑃𝑁𝑇𝐷𝑅𝐴−𝑀𝐴1)<br>(1−%𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴)<br>+ 𝑃𝐷𝐼𝑇_𝐶𝑜𝑛𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑎(25)<br>Onde:<br>(...)<br>_PDIT_Contabilizada: Perdas verificadas nas Demais Instalações de Transmissão no período de_<br>_referência, calculadas conforme equação (30)._<br>▪ Perdas na Rede Básica na DRA:<br>PRB_DRA = %PRB_DRA X (PT_DRA + PNT_DRA + EV)_(26)_<br>onde:<br>%PRB_DRA: percentual de perdas na Rede Básica _e DITC_ utilizado na DRP do reajuste ou revisão<br>anterior.<br>(...)<br>▪ Perdas na Rede Básica na DRP:<br>PRB_DRP = %PRB_DRP X (PT_DRP + PNT_DRP + EV )_(27)_<br>onde:<br>%PRB_DRP: percentual de perdas na Rede Básica_e DITC_calculado conforme equação_(28)._<br>(...)|
|---|---|---|
|||▪ Perdas Técnicas na DRA:<br>𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴=<br>%𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴(𝐸𝑉+𝑀𝐿+𝑃𝑁𝑇𝐷𝑅𝐴−𝑀𝐴1)<br>(1−%𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴)<br>+ %𝑃𝐷𝐼𝑇𝐷𝑅𝐴(𝐸𝑉+ 𝑀𝐿+ 𝑃𝑁𝑇𝐷𝑅𝐴+ 𝑃𝑇′𝐷𝑅𝐴−𝑀𝐴1)<br>(23)<br>Onde:<br>(...)<br>_PT’DRA : Total de perdas técnicas, na DRA, expressa em MWh, excluindo-se as Perdas nas Demais_<br>_Instalações de Transmissão;_<br>_%PDITDRA: Percentual de Perdas associadas às Demais Instalações de Transmissão, calculado_<br>_no processo tarifário anterior;_<br>%𝑷𝑫𝑰𝑻𝑫𝑹𝑨=<br>𝑷𝑫𝑰𝑻𝑷𝑨<br>𝑬𝑽𝑷𝑨+𝑴𝑳𝑷𝑨+𝑷𝑵𝑻𝑷𝑨+𝑷𝑻′𝑷𝑨−𝑴𝑨𝟏𝑷𝑨<br> **_(24)_**<br>_onde:_<br>_PDITPA: Perdas nas Demais Instalações de Transmissão consideradas no processo tarifário_<br>_anterior;_<br>_EVPA: Energia vendida pela concessionária, no processo anterior, para atendimento do mercado_<br>_cativo, consumo próprio e suprimento às concessionárias e permissionárias de distribuição, em_<br>_MWh;_<br>_MLPA: Mercado de energia registrado pelos consumidores livres, no processo anterior, expresso_<br>_em MWh_<br>_PNTPA: Total de perdas não técnicas do processo anterior, expressa em MWh;_<br>_PT’PA : Total de perdas técnicas do processo anterior, expressa em MWh, excluindo-se as Perdas_<br>_nas Demais Instalações de Transmissão consideradas no processo tarifário anterior;_<br>_MA1PA: Mercado de energia registrado pelos consumidores cativos e livres conectados no nível_<br>_de tensão A1 (230 kV ou mais), expresso em MWh, no processo tarifário anterior._<br>▪ Perdas Técnicas na DRP:<br>𝑃𝑇𝐷𝑅𝑃=<br>%𝑃𝑇𝐷𝑅𝑃(𝐸𝑉+𝑀𝐿+𝑃𝑁𝑇𝐷𝑅𝐴−𝑀𝐴1)<br>(1−%𝑃𝑇𝐷𝑅𝐴)<br>+ 𝑃𝐷𝐼𝑇_𝐶𝑜𝑛𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑎(25)<br>Onde:<br>(...)<br>_PDIT_Contabilizada: Perdas verificadas nas Demais Instalações de Transmissão no período de_<br>_referência, calculadas conforme equação (30)._<br>▪ Perdas na Rede Básica na DRA:<br>PRB_DRA = %PRB_DRA X (PT_DRA + PNT_DRA + EV)_(26)_<br>onde:<br>%PRB_DRA: percentual de perdas na Rede Básica _e DITC_ utilizado na DRP do reajuste ou revisão<br>anterior.<br>(...)<br>▪ Perdas na Rede Básica na DRP:<br>PRB_DRP = %PRB_DRP X (PT_DRP + PNT_DRP + EV )_(27)_<br>onde:<br>%PRB_DRP: percentual de perdas na Rede Básica_e DITC_calculado conforme equação_(28)._<br>(...)|

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] (𝟐𝟖) 𝐏𝐓𝐃𝐑𝐏 + 𝐏𝐍𝐓𝐃𝐑𝐏 +  𝐄𝐕 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<br>(em<br>itálico)||**4.1. ITAIPU BINACIONAL**<br>(...)<br>18. O custo com a aquisição de energia de Itaipu Binacional nos 12 (doze) meses subsequentes<br>à<br>realização do processo tarifário será obtido conforme fórmula a seguir:<br>(...)<br>TCV: Taxa de Câmbio PTAX média de Venda, correspondente à média das cotações de<br>fechamento PTAX1 do dólar dos EUA para venda, divulgadas pelo Banco Central do Brasil –<br>Bacen para o período entre o_54º e 25º dia anterior à data do Reajuste ou Revisão_|
|---|---|---|
|Alterar<br>(em<br>itálico)||**4.4. COTAS DAS CONCESSÕES RENOVADAS NOS TERMOS DA LEI 12.783/2013**<br>(...)<br>34. O preço de repasse das Cotas de Concessões Renovadas é dado pela seguinte equação:<br>(...)<br>CFURHcotas: Expectativa de gastos com Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos<br>Hídricos – CFURH, considerando geração efetiva igual a 100% da garantia física das UHEs<br>_alocadas_noregime de cotas; e<br>TotalCotas: Montante relativo a_90_%da garantia física anual, em MWh, das UHEs_alocadas_no<br>regime de cotas; e pis_cofins: alíquota de 9,25%, referente aos tributos PIS/PASEP (1,65%) e<br>COFINS (7,60%).|
|Incluir<br>(em<br>itálico)||**4.6. LEILÕES E GERAÇÂO DISTRIBUÍDA POR CHAMADA PÚBLICA**<br>(...)<br>_39-B Os montantes de energia adquirida dos Leilões são informados pela CCEE._|

|||_(...)_<br>_42. No custo com a aquisição de energia dos Leilões para os doze meses subsequentes à data_<br>_de realização do processo tarifário não estão inclusos os efeitos das cessões do MCSD de_<br>_Energia Nova._|_(...)_<br>_42. No custo com a aquisição de energia dos Leilões para os doze meses subsequentes à data_<br>_de realização do processo tarifário não estão inclusos os efeitos das cessões do MCSD de_<br>_Energia Nova._|
|---|---|---|---|
|Alterar e<br>incluir<br>(em<br>itálico)||**6.  PERDAS REGULATÓRIAS DE ENERGIA**<br>50.  Denominam-se perdas de energia o somatório das perdas elétricas no sistema de<br>distribuição, as quais se dividem em perdas técnicas (_inclusive_ _Perdas nas Demais Instalações_<br>_de Transmissão de uso compartilhado)_e não técnicas e das perdas na Rede Básica conforme<br>definições a seguir:<br>▪ Perdas técnicas: Montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição_e nas_<br>_Demais Instalações de Transmissão de uso Compartilhado (DITc)_em decorrência das leis<br>da Física relativas aos processos de transporte, transformação de tensão e medição de<br>energia elétrica;<br>▪ _Perdas nas Demais Instalações de Transmissão compartilhadas (DITc): Montante de_<br>_energia dissipada nas Demais Instalações de uso compartilhado em decorrência das leis da_<br>_Física relativas aos processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia_<br>_elétrica_.||
|||||
|Alterar<br>(em<br>itálico)||**6.1. CÁLCULO DAS PERDAS**<br>51. Para o repasse das perdas de energia nos processos tarifários das distribuidoras, as perdas<br>regulatórias serão calculadas conforme as equações descritas a seguir:<br>PRT = PRB + PT + PNT+ PDITc_Contabilizada(14)<br>onde:<br>(...)<br>PT: Perdas técnicas regulatórias,_inclusive Perdas nas Demais Instalações de Transmissão de_<br>_uso compartilhado_, expressas em MWh;<br>PNT_DRP: Perdas não técnicas regulatórias, na DRP, expressas em MWh; e<br>_PDITc_Contabilizada: perda na DIT de uso compartilhado calculada conforme equação (20),_<br>_expressas em MWh_<br>52. Os componentes das Perdas Regulatórias são calculados conforme abaixo:<br>(...)<br>𝑃𝑇=<br>%𝑃𝑇(𝐸𝑉+𝑀𝐿+𝑃𝑁𝑇−𝑀𝐴1)<br>(1−%𝑃𝑇)<br>+ 𝑃𝐷𝐼𝑇_𝐶𝑜𝑛𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑎(16)<br>Onde:<br>(...)<br>_PDIT_Contabilizada: Perdas verificadas nas Demais Instalações de Transmissão no período de_<br>_referência, conforme equação (20);_<br>PRB = %PRB X (PT + PNT_+ PDITc_Contabilizada_ + EV)            (17)<br>onde:<br>%PRB: percentual de perdas na Rede Básica calculado conforme equação (19);<br>_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] (𝟏𝟖) 𝐏𝐓+ 𝐏𝐍𝐓+  𝐄𝐕 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<br>(em<br>itálico)||**3.1. CUSTOS RELATIVOS AO USO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO**<br>(...)<br>12. Os MUST contratados_serão aqueles identificados pela Superintendência de Gestão_<br>_Tarifária e Regulação Econômica (STR),_considerando_os aditivos de CUST válidos no_período<br>de referência da distribuidora,_sem efeitos retroativos_|**3.1. CUSTOS RELATIVOS AO USO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO**<br>(...)<br>12. Os MUST contratados_serão aqueles identificados pela Superintendência de Gestão_<br>_Tarifária e Regulação Econômica (STR),_considerando_os aditivos de CUST válidos no_período<br>de referência da distribuidora,_sem efeitos retroativos_|
|---|---|---|---|
|||<br>de referência da distribuidora,||
|||||
|Excluir<br>(em<br>itálico)||**3.1. CUSTOS RELATIVOS AO USO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO**<br>(...)<br>13._Conforme definido na Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004, ou o que vier a_<br>_sucedê-la_,As TUST são constituídas por duas componentes: TUSTRB, aplicável a todos os<br>usuários do SIN, e TUSTFR, aplicável apenas à distribuidora de energia elétrica.<br>(...)<br>16. Havendo parcela de ajuste de fronteira (PAfronteira) homologada_e informada pela SRT_,<br>esse valor, desde que passível de repasse às tarifas da distribuidora, será incorporado ao custo<br>de uso do sistema de transmissão (CSTr), para fins de definição da cobertura tarifária final.<br>_17. Caso a concessionária de distribuição tenha contratado must para atender exclusivamente_<br>_usuários conectados em nível de tensão de 230 kV ou mais (subgrupo A1), a SRT informará à_<br>_SRE as respectivas TUST e pontos de conexão ao sistema de transmissão referentes a esses_<br>_agentes, com o objetivo de subsidiar osprocedimentos 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** 

**3.1. CUSTOS RELATIVOS AO USO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO** (...) Alterar 9. Os montantes de Contratação Eficiente que deverão ser observados na apuração dos custos (em de encargo de uso dos sistemas de transmissão e distribuição devem obedecer _aos_ itálico) _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. 

|||14. Os MUST contratados serão obtidos do Sistema de Acompanhamento de Contratos de<br>Transmissão – SACT do ONS e analisados pela_Superintendência de Gestão Tarifária e_<br>_Regulação Econômica- STR_.Serão considerados os contratos e seus respectivos aditivos a<br>partir do mês de sua assinatura, considerando o período de referência da distribuidora<br>(período de 12 meses anteriores ao mês do reajuste tarifário), desconsiderando-se os efeitos<br>retroativos. Os ativos de transmissão que não entraram em operação comercial não serão<br>considerados no cálculo dos custos de transmissão.|14. Os MUST contratados serão obtidos do Sistema de Acompanhamento de Contratos de<br>Transmissão – SACT do ONS e analisados pela_Superintendência de Gestão Tarifária e_<br>_Regulação Econômica- STR_.Serão considerados os contratos e seus respectivos aditivos a<br>partir do mês de sua assinatura, considerando o período de referência da distribuidora<br>(período de 12 meses anteriores ao mês do reajuste tarifário), desconsiderando-se os efeitos<br>retroativos. Os ativos de transmissão que não entraram em operação comercial não serão<br>considerados no cálculo dos custos de transmissão.|
|---|---|---|---|
||Excluir<br>(em<br>itálico)||**3.1. CUSTOS RELATIVOS AO USO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO**<br>(...)<br>15._Conforme definido na Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004, ou o que vier a_<br>_sucedê-la,_as TUST são constituídas por duas componentes: TUSTRB, aplicável a todos os<br>usuários do SIN, e TUSTFR, aplicável apenas às distribuidoras de energia elétrica..<br>(...)<br>_18. Caso a concessionária de distribuição tenha contratado MUST para atender exclusivamente_<br>_usuários conectados em nível de tensão de 230 kV ou mais (Subgrupo A1), serão consideradas_<br>_as respectivas TUST e pontos de conexão ao sistema de transmissão referentes a esses agentes,_<br>_com o objetivo de subsidiar osprocedimentos de abertura tarifária_|
||||**3.3. CUSTOS RELATIVOS À CONEXÃO AO SISTEMA DE TRANSMISSÃO**<br>(...)<br>24. Os custos de conexão passíveis de consideração nos processos tarifários são aqueles<br>homologados pela ANEEL_e apurados pela SGT_.Esses custos são atualizados para a data do<br>reajuste tarifário pelo índice de preços definido no respectivo contrato de concessão de<br>transmissão de energia elétrica.<br>(...)<br>25. O custo de conexão anual (CCAdrp) a ser reconhecido na DRP do reajuste tarifário em<br>processamento é calculado conforme a fórmula abaixo:<br>(...)<br>CC: custo de conexão estabelecido na Resolução Homologatória do reajuste da Receita Anual<br>Permitida (RAP) das transmissoras_e informado pela SRT_;<br>CCnovosativos: custo de conexão para novos ativos de transmissão_apurados pela ANEEL_, passível<br>de repasse às tarifas;<br>(...)<br>26. Havendo parcela de ajuste de conexão (PAconexão)homologada pela SGT,esse valor, desde<br>que passível de repasse às tarifas da distribuidora, será atualizado para a data do reajuste em<br>processamento e incorporado ao custo de conexão anual (CCADRP), para fins de definição da<br>cobertura tarifária final.<br>_28. Os custos de conexão ao sistema de transmissão relativos a cada um dos usuários_<br>_conectados no nível de tensão de 230 kv ou mais (subgrupo A1) serão informados pela SRT à_<br>_SGT quando se referir a cct firmado pela distribuidora para a conexão exclusiva desses agentes._<br>_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** 

**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)._ _**5.13.2. VALORES ADMISSÍVEIS**_ Incluir (em _98. Valores recebidos dentro do Período de Fiscalização e decorrentes de multas contratuais e_ itálico) _créditos não devolvidos a consumidores, 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 declarados conforme a seguinte fórmula:_ RCont = ∑(RContAnt m m + RContMigr m +  RContRet m + RContCred m + n−1 − RContCCEAR m) ) × (∏ i=m+1 (1 + SELIC d ) 1) _onde: RCont: Somatório das receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas aos valores de multas  contratuais e créditos não devolvidos;_ 𝑅𝐶𝑜𝑛𝑡𝐴𝑛𝑡 𝑚 _: receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas aos valores de multa por encerramento contratual antecipado de CCER, do mês m;_ 𝑅𝐶𝑜𝑛𝑡𝑀𝑖𝑔𝑟 𝑚 _: receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas aos valores de multa por descumprimento de prazo para migração de consumidores ao ACL, do mês m;_ 

𝑅𝐶𝑜𝑛𝑡𝑅𝑒𝑡 𝑚 _: receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas aos valores de multa por desistência de retorno ao ACR, do mês m;_ 𝑅𝐶𝑜𝑛𝑡𝐶𝑟𝑒𝑑 𝑚 _: receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas a créditos não devolvidos, após 60 meses, aos consumidores no faturamento final, no mês m;_ 𝑅𝐶𝑜𝑛𝑡𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅 𝑚 : _receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas a rescisão contratual de CCEAR, do mês 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); m: mês do período de referência._ 

**Módulo 5: Encargos Setoriais Submódulo 5.5 TAXA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ENERGIA ELÉTRICA - TFSEE 4. DA APROVAÇÃO E PUBLICAÇÃO DA TFSEE** 9. Conforme estabelecido na Portaria _ANEEL nº 6.828, de 4 de maio de 2023_ , o titular da _Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica — STR_ recebeu a delegação de realizar os atos necessários ao lançamento tributário da TFSEE. **9. DOS PROCEDIMENTOS PARA PAGAMENTO DA TFSEE** 28. O boleto para pagamento de cada parcela da TFSEE será disponibilizado pela _STR_ até o quinto dia útil do mês subsequente ao da competência a ser paga e estará disponível no endereço eletrônico informado no ato que fixar o valor do referido encargo. 29. É dever do agente o pagamento do encargo, portanto, é também sua obrigação verificar se a TFSEE foi disponibilizada e, caso não esteja disponível, comunicar à _STR_ , por qualquer meio hábil e tempestivo, para que seja providenciado o boleto _._ Alterar 32. É facultado ao agente antecipar a totalidade do valor fixado para a TFSEE _ou do seu valor_ (em _remanescente. Para tanto, deve solicitar essa antecipação à STR, que por sua vez providenciará_ itálico) _o boleto em parcela única._ **10. DAS INFORMAÇÕES RECEBIDAS PARA O CÁLCULO DA TFSEE** 38. Até 5 de janeiro de cada ano, a _Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica - SFT_ , auxiliada pela _Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE_ com relação às informações de sua competência, deve encaminhar à _STR_ a lista dos Autoprodutores e Produtores Independentes de Energia Elétrica para os quais deverá ser efetuada a cobrança da TFSEE. 40. De modo geral, a _STR_ poderá solicitar informações adicionais para a correta instrução do processo da TFSEE às áreas técnicas da Agência e para instituições do setor elétrico, como o Operador Nacional do Sistema – ONS e a Câmara de comercialização de Energia Elétrica – CCEE, devendo fixar prazo para a resposta 

## **11. DISPOSIÇÕES GERAIS** 

43. Após publicado o ato de transferência, fica o novo proprietário obrigado a comunicar à _STR_ se a parcela ulterior da TFSEE não estiver em seu nome. 

||**11. DISPOSIÇÕES GERAIS**<br>43. Após publicado o ato de transferência, fica o novo proprietário obrigado a comunicar à_STR_<br>se a parcela ulterior da TFSEE não estiver em seu nome.|**11. DISPOSIÇÕES GERAIS**<br>43. Após publicado o ato de transferência, fica o novo proprietário obrigado a comunicar à_STR_<br>se a parcela ulterior da TFSEE não estiver em seu nome.|
|---|---|---|
|Excluir<br>(em<br>itálico)||**4. DA APROVAÇÃO E PUBLICAÇÃO DA TFSEE**<br>10. A publicação da TFSEE ocorrerá no Diário Oficial da União — D.O., obedecendo, quando<br>couber, ao cronograma abaixo:<br>**_Agente_**<br>**_Data de lançamento da TFSEE_**<br>Distribuidoras de Energia Elétrica<br>Após a aprovação do ato que<br>homologar a atualização anual das<br>tarifas.<br>Autoprodutores e Produtores Independentes<br>Até 15 dejaneiro de cada exercício<br>Empreendimentos<br>de<br>geração<br>(Serviço<br>Público) com tarifa/receita regulada<br>Após a aprovação do ato que<br>homologar a atualização anual das<br>receitas.<br>Agentes de geração provenientes da geração<br>própria distribuída a agentes de distribuição<br>_com mercado inferior a 500 Gwh/ano_<br>De forma concatenada com o processo<br>tarifário do agente de distribuição<br>correspondente.<br>Agente de geração distribuída proveniente da<br>desverticalização<br>de<br>concessionária<br>de<br>distribuição_com mercado superior a 500_<br>_Gwh/ano_<br>De forma concatenada com o processo<br>tarifário do agente de distribuição<br>correspondente.<br>Demais<br>empreendimentos<br>de<br>geração<br>(Serviço Público)<br>Até 31 de julho de cada exercício.<br>Transmissoras de Energia Elétrica<br>Até 31 dejulho de cada exercício.<br>15. O cálculo da TFSEE de empreendimentos de geração própria de agentes de distribuição<br>_com mercado inferior a 500 Gwh/ano_ será realizado no processo tarifário da própria<br>distribuidora, acrescentando-se a parcela da geração própria no valor relativo à distribuição.|
|Incluir<br>(em<br>itálico)||**6. DO CÁLCULO DA TFSEE PARA AS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA**<br>**ELÉTRICA**<br>(...)<br>Pa t = somatório da receita de uso da rede de transmissão_,desconsiderados os encargos_<br>_setoriais e tributos, _expresso em R$_._<br>17. As variáveis necessárias ao cálculo da TFSEE de transmissoras serão extraídas dos dados do<br>processo de atualização da receita correspondente,_desconsiderando-se os encargos setoriais_<br>_e tributos_.|

## **7. DO CÁLCULO DA TFSEE PARA AS CONCESSIONÁRIAS DE SERVIÇO PÚBLICO DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA** 

18. A TFSEE para as concessionárias de serviço público de geração de energia elétrica que renovaram sua concessão em regime de cotas, nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro 

de 2013, assim como a TFSEE proveniente de geração distribuída de terceiros, caso submetida a regime de serviço público e, ainda, a TFSEE decorrente de contratos bilaterais firmados com distribuidora de energia elétrica e demais geradores submetidos a regime de serviço público serão calculadas conforme a seguinte fórmula: 

(...) 

Pa g = receita anual com a venda da energia elétrica gerada, _desconsiderados os encargos setoriais e tributos_ , expresso em R$; 

19. As variáveis necessárias ao cálculo da TFSEE de geradoras submetidas ao regime de cotas serão extraídas dos dados do processo de atualização da receita correspondente, _desconsiderando-se os encargos setoriais e tributos._ 

## **Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica Submódulo 7.4** 

## **TARIFAS PARA CENTRAIS GERADORAS** 

Incluir **8. TARIFAS PARA AS CENTRAIS GERADORAS DO AGRUPAMENTO BT (** _**SUBGRUPO AS E**_ **GRUPO** (em **B)** itálico) 

## **Módulo 8: Permissionárias de Distribuição** 

## **Submódulo 8.4** 

## **REAJUSTE E REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA** 

**3. CÁLCULO DA RECEITA REQUERIDA, ENCARGO DE RESPONSABILIDADE DA DISTRIBUIDORA E ESTRUTURA TARIFÁRIA (...)** Incluir _28. Estando a permissionária, na data do reajuste em processamento (DRP), inadimplente com_ (em _suas obrigações intrassetoriais, não serão reajustados seus níveis de tarifas, se resultar em_ itálico) _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 9: Concessionárias de Transmissão Submódulo 9.2 REVISÃO PERIÓDICA DAS RECEITAS DAS CONCESSIONÁRIAS LICITADAS** 

||Incluir<br>(em<br>itálico)|**REVISÃO PERIÓDICA DAS RECEITAS DAS CONCESSIONÁRIAS**<br>**(título)**|**_DE TRANSMISSÃO_ LICITADAS**|
|---|---|---|---|

## **Módulo 9: Concessionárias de Transmissão Submódulo 9.3** 

## **REAJUSTE ANUAL DAS RECEITAS DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO** 

||Alterar<br>(em<br>itálico)|||**4. DEFINIÇÕES**<br>7. Para este Submódulo, são adotados os seguintes termos e conceitos:<br>Tabela 1: Termos e Conceitos<br>(...)<br>Operação<br>Comercial<br>Definitiva<br>**---**<br>_Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN_<br>_sem pendências._<br>Operação<br>Comercial<br>_Com_<br>_Pendências_<br>**----**<br>_Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN_<br>_sem PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS e com PENDÊNCIAS NÃO_<br>_IMPEDITIVAS PRÓPRIAS._<br>_(...)_<br>TLD<br>**---**<br>Termo de Liberação Definitivo, documento_que autoriza,_<br>_a partir da data especificada, a OPERAÇÃO COMERCIAL_<br>_DEFINITIVA das FT ou GRUPO DE FT discriminados_.<br>TLP<br>**---**<br>Termo de Liberação_com Pendência, documento que_<br>_autoriza, a partir da data especificada, a OPERAÇÃO_<br>_COMERCIAL COM PENDÊNCIAS das FT ou GRUPO DE FT_<br>_discriminados._<br>_TLR_<br>**_---_**<br>_Termo de Liberação de Receita, documento que, a partir_<br>_da data especificada, dá o direito ao recebimento de_<br>_parcela de RECEITA ANUAL PERMITIDA– RAP das FT ou_<br>_GRUPO DE FT discriminados, quando houver PENDÊNCIAS_<br>_IMPEDITIVAS_<br>_DE_<br>_TERCEIROS_<br>_ou_<br>_PENDÊNCIAS._<br>_IMPEDITIVAS DE CARÁTER SISTÊMICO e não houver_<br>_PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS PRÓPRIAS._<br>_(...)_|**4. DEFINIÇÕES**<br>7. Para este Submódulo, são adotados os seguintes termos e conceitos:<br>Tabela 1: Termos e Conceitos<br>(...)<br>Operação<br>Comercial<br>Definitiva<br>**---**<br>_Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN_<br>_sem pendências._<br>Operação<br>Comercial<br>_Com_<br>_Pendências_<br>**----**<br>_Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN_<br>_sem PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS e com PENDÊNCIAS NÃO_<br>_IMPEDITIVAS PRÓPRIAS._<br>_(...)_<br>TLD<br>**---**<br>Termo de Liberação Definitivo, documento_que autoriza,_<br>_a partir da data especificada, a OPERAÇÃO COMERCIAL_<br>_DEFINITIVA das FT ou GRUPO DE FT discriminados_.<br>TLP<br>**---**<br>Termo de Liberação_com Pendência, documento que_<br>_autoriza, a partir da data especificada, a OPERAÇÃO_<br>_COMERCIAL COM PENDÊNCIAS das FT ou GRUPO DE FT_<br>_discriminados._<br>_TLR_<br>**_---_**<br>_Termo de Liberação de Receita, documento que, a partir_<br>_da data especificada, dá o direito ao recebimento de_<br>_parcela de RECEITA ANUAL PERMITIDA– RAP das FT ou_<br>_GRUPO DE FT discriminados, quando houver PENDÊNCIAS_<br>_IMPEDITIVAS_<br>_DE_<br>_TERCEIROS_<br>_ou_<br>_PENDÊNCIAS._<br>_IMPEDITIVAS DE CARÁTER SISTÊMICO e não houver_<br>_PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS PRÓPRIAS._<br>_(...)_|**4. DEFINIÇÕES**<br>7. Para este Submódulo, são adotados os seguintes termos e conceitos:<br>Tabela 1: Termos e Conceitos<br>(...)<br>Operação<br>Comercial<br>Definitiva<br>**---**<br>_Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN_<br>_sem pendências._<br>Operação<br>Comercial<br>_Com_<br>_Pendências_<br>**----**<br>_Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN_<br>_sem PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS e com PENDÊNCIAS NÃO_<br>_IMPEDITIVAS PRÓPRIAS._<br>_(...)_<br>TLD<br>**---**<br>Termo de Liberação Definitivo, documento_que autoriza,_<br>_a partir da data especificada, a OPERAÇÃO COMERCIAL_<br>_DEFINITIVA das FT ou GRUPO DE FT discriminados_.<br>TLP<br>**---**<br>Termo de Liberação_com Pendência, documento que_<br>_autoriza, a partir da data especificada, a OPERAÇÃO_<br>_COMERCIAL COM PENDÊNCIAS das FT ou GRUPO DE FT_<br>_discriminados._<br>_TLR_<br>**_---_**<br>_Termo de Liberação de Receita, documento que, a partir_<br>_da data especificada, dá o direito ao recebimento de_<br>_parcela de RECEITA ANUAL PERMITIDA– RAP das FT ou_<br>_GRUPO DE FT discriminados, quando houver PENDÊNCIAS_<br>_IMPEDITIVAS_<br>_DE_<br>_TERCEIROS_<br>_ou_<br>_PENDÊNCIAS._<br>_IMPEDITIVAS DE CARÁTER SISTÊMICO e não houver_<br>_PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS PRÓPRIAS._<br>_(...)_|**4. DEFINIÇÕES**<br>7. Para este Submódulo, são adotados os seguintes termos e conceitos:<br>Tabela 1: Termos e Conceitos<br>(...)<br>Operação<br>Comercial<br>Definitiva<br>**---**<br>_Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN_<br>_sem pendências._<br>Operação<br>Comercial<br>_Com_<br>_Pendências_<br>**----**<br>_Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN_<br>_sem PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS e com PENDÊNCIAS NÃO_<br>_IMPEDITIVAS PRÓPRIAS._<br>_(...)_<br>TLD<br>**---**<br>Termo de Liberação Definitivo, documento_que autoriza,_<br>_a partir da data especificada, a OPERAÇÃO COMERCIAL_<br>_DEFINITIVA das FT ou GRUPO DE FT discriminados_.<br>TLP<br>**---**<br>Termo de Liberação_com Pendência, documento que_<br>_autoriza, a partir da data especificada, a OPERAÇÃO_<br>_COMERCIAL COM PENDÊNCIAS das FT ou GRUPO DE FT_<br>_discriminados._<br>_TLR_<br>**_---_**<br>_Termo de Liberação de Receita, documento que, a partir_<br>_da data especificada, dá o direito ao recebimento de_<br>_parcela de RECEITA ANUAL PERMITIDA– RAP das FT ou_<br>_GRUPO DE FT discriminados, quando houver PENDÊNCIAS_<br>_IMPEDITIVAS_<br>_DE_<br>_TERCEIROS_<br>_ou_<br>_PENDÊNCIAS._<br>_IMPEDITIVAS DE CARÁTER SISTÊMICO e não houver_<br>_PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS PRÓPRIAS._<br>_(...)_|**4. DEFINIÇÕES**<br>7. Para este Submódulo, são adotados os seguintes termos e conceitos:<br>Tabela 1: Termos e Conceitos<br>(...)<br>Operação<br>Comercial<br>Definitiva<br>**---**<br>_Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN_<br>_sem pendências._<br>Operação<br>Comercial<br>_Com_<br>_Pendências_<br>**----**<br>_Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN_<br>_sem PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS e com PENDÊNCIAS NÃO_<br>_IMPEDITIVAS PRÓPRIAS._<br>_(...)_<br>TLD<br>**---**<br>Termo de Liberação Definitivo, documento_que autoriza,_<br>_a partir da data especificada, a OPERAÇÃO COMERCIAL_<br>_DEFINITIVA das FT ou GRUPO DE FT discriminados_.<br>TLP<br>**---**<br>Termo de Liberação_com Pendência, documento que_<br>_autoriza, a partir da data especificada, a OPERAÇÃO_<br>_COMERCIAL COM PENDÊNCIAS das FT ou GRUPO DE FT_<br>_discriminados._<br>_TLR_<br>**_---_**<br>_Termo de Liberação de Receita, documento que, a partir_<br>_da data especificada, dá o direito ao recebimento de_<br>_parcela de RECEITA ANUAL PERMITIDA– RAP das FT ou_<br>_GRUPO DE FT discriminados, quando houver PENDÊNCIAS_<br>_IMPEDITIVAS_<br>_DE_<br>_TERCEIROS_<br>_ou_<br>_PENDÊNCIAS._<br>_IMPEDITIVAS DE CARÁTER SISTÊMICO e não houver_<br>_PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS PRÓPRIAS._<br>_(...)_|**4. DEFINIÇÕES**<br>7. Para este Submódulo, são adotados os seguintes termos e conceitos:<br>Tabela 1: Termos e Conceitos<br>(...)<br>Operação<br>Comercial<br>Definitiva<br>**---**<br>_Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN_<br>_sem pendências._<br>Operação<br>Comercial<br>_Com_<br>_Pendências_<br>**----**<br>_Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN_<br>_sem PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS e com PENDÊNCIAS NÃO_<br>_IMPEDITIVAS PRÓPRIAS._<br>_(...)_<br>TLD<br>**---**<br>Termo de Liberação Definitivo, documento_que autoriza,_<br>_a partir da data especificada, a OPERAÇÃO COMERCIAL_<br>_DEFINITIVA das FT ou GRUPO DE FT discriminados_.<br>TLP<br>**---**<br>Termo de Liberação_com Pendência, documento que_<br>_autoriza, a partir da data especificada, a OPERAÇÃO_<br>_COMERCIAL COM PENDÊNCIAS das FT ou GRUPO DE FT_<br>_discriminados._<br>_TLR_<br>**_---_**<br>_Termo de Liberação de Receita, documento que, a partir_<br>_da data especificada, dá o direito ao recebimento de_<br>_parcela de RECEITA ANUAL PERMITIDA– RAP das FT ou_<br>_GRUPO DE FT discriminados, quando houver PENDÊNCIAS_<br>_IMPEDITIVAS_<br>_DE_<br>_TERCEIROS_<br>_ou_<br>_PENDÊNCIAS._<br>_IMPEDITIVAS DE CARÁTER SISTÊMICO e não houver_<br>_PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS PRÓPRIAS._<br>_(...)_|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|||||||||(...)||
|||||Operação<br>Comercial<br>Definitiva||**---**||_Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN_<br>_sem pendências._||
|||||Operação<br>Comercial<br>_Com_<br>_Pendências_||**----**||_Operação de uma FT ou GRUPO DE FT integrado ao SIN_<br>_sem PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS e com PENDÊNCIAS NÃO_<br>_IMPEDITIVAS PRÓPRIAS._||
|||||||||_IMPEDITIVAS PRÓPRIAS._||
|||||||||_(...)_||
||||||TLD|**---**||Termo de Liberação Definitivo, documento_que autoriza,_<br>_a partir da data especificada, a OPERAÇÃO COMERCIAL_<br>_DEFINITIVA das FT ou GRUPO DE FT discriminados_.||
||||||TLP|**---**||Termo de Liberação<br>_autoriza, a partir da_||
||||||_TLR_|**_---_**||_Termo de Liberação de Receita, documento que, a partir_<br>_da data especificada, dá o direito ao recebimento de_<br>_parcela de RECEITA ANUAL PERMITIDA– RAP das FT ou_<br>_GRUPO DE FT discriminados, quando houver PENDÊNCIAS_<br>_IMPEDITIVAS_<br>_DE_<br>_TERCEIROS_<br>_ou_<br>_PENDÊNCIAS._<br>_IMPEDITIVAS DE CARÁTER SISTÊMICO e não houver_<br>_PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS PRÓPRIAS._||
|||||||||_(...)_||
|||||||||||

## **5.2. OPERAÇÃO COMERCIAL DE INSTALAÇÕES SOB RESPONSABILIDADE DE CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO** 

## **(...)** 

11. A operação comercial se caracteriza pela emissão, por parte do Operador Nacional do _–_ Sistema Elétrico – ONS, _de Termo de Liberação Definitivo TLD, quando não há pendências; de – Termo de Liberação com Pendência TLP, quando há Pendência Não Impeditiva Própria em – alguma FT ou Grupo de FT; ou Termo de Liberação de Receita TLR, quando há Pendências Impeditivas de Terceiros ou Pendências Impeditivas de Caráter Sistêmico e não houver Pendências Impeditivas Próprias_ . 

12. Além da emissão do TLD, TLP _ou TLR_ é necessário que a concessionária de transmissão informe a situação da instalação de transmissão, conforme prazo estabelecido no Submódulo 10.4 do PRORET. 

## **5.5. ESTABELECIMENTO DE RAP PARA INSTALAÇÕES EM OPERAÇÃO COMERCIAL QUE FORAM AUTORIZADAS SEM ESTABELECIMENTO DE RECEITA** 

18. A Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações _dos Serviços de Energia Elétrica – SCE_ estabelecerá a RAP dessas instalações calculada conforme Submódulo 9.7 do PRORET e com valor retroativo à data de entrada em operação comercial. 

## **5.7. RECEBIMENTO DA RAP REFERENTE À DIT DE USO EXCLUSIVO DE CONCESSIONÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO** 

23. O recebimento efetivo da RAP referente às DITs não integrantes da Rede Básica e de uso exclusivo de _concessionárias de distribuição_ distribuidoras e eventuais PAs relacionadas a este tipo de instalação, serão concatenados com o reajuste ou revisão das tarifas da distribuidora usuária. 

## **6.3. PA INSTALAÇÕES AUTORIZADAS SEM RAP PRÉVIA** 

1.1. 35. No cálculo da PA Instalações Autorizadas sem RAP Prévia é considerado o período que abrange _a data_ da entrada em operação comercial _da obra_ _(provisória ou definitiva)_ , informada pela _Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE_ , _conforme prazo estabelecido no Submódulo 10.4 do PRORET,_ até _30 de_ junho do ano i (junho do ciclo i-1). 

## **6.4. PA MELHORIA** 

39. No cálculo da PA Melhoria é considerado o período que abrange a data da conclusão da melhoria, informada pela _Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE_ , conforme prazo estabelecido no Submódulo 10.4 do PRORET, até 30 de junho do ano i (junho do ciclo i-1). 

**5.5. ESTABELECIMENTO DE RAP PARA INSTALAÇÕES EM OPERAÇÃO COMERCIAL QUE** Incluir **FORAM AUTORIZADAS SEM ESTABELECIMENTO DE RECEITA** (em _25. A atualização descrita no item anterior será realizada da data de referência da respectiva_ itálico) _RAP ou PA até a Data do Reajuste em Processamento (DRP) do respectivo processo tarifário da_ 

_distribuidora usuária. Caso o número-índice do último mês do período citado não tenha sido – divulgado oficialmente pela Fundação Getúlio Vargas FGV ou pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE até o 10º (décimo) dia anterior à Data do Reajuste em Processamento (DRP), será considerada para aquele mês a projeção mais recente do respectivo índice (mensal), informada no Sistema de Expectativas de Mercado do Banco Central do Brasil (Relatório Focus)._ 

## **Módulo 12: Concessionárias de Geração** 

## **Submódulo 12.1** 

## **REVISÃO PERIÓDICA DA RECEITA ANUAL DE GERAÇÃO DAS USINAS COTISTAS** 

6. MELHORIAS (...) 27.1. I - Valores atualizados, com índice de preços de _junho_ /2023, obtidos por meio dos Orçamentos Padrão Eletrobrás – OPE de Projeto Básico, referentes ao elenco de contas, Alterar constante na Tabela 2: (em (...) itálico) 28. De posse dos investimentos de 51 usinas licitadas fora do regime de cotas de garantia física e potência, define-se, em termos regulatórios, os custos de capital por investimentos em melhorias para cada usina hidrelétrica, com índice de preços de _junho_ /2023: (...) 

## **Módulo 12: Concessionárias de Geração Submódulo 12.4** 

## **AMPLIAÇÕES EM INSTALAÇÕES DE GERAÇÃO** 

**5.  CÁLCULO DO ADICIONAL DE RECEITA** (...) 17.  Durante o ciclo de revisão de RAG, o Custo de Operação e Manutenção decorrente de ampliações executadas nas usinas hidrelétricas – GAGAmpl-O&M é obtido pela reaplicação da fórmula, estabelecida no Submódulo 12.1 do PRORET, de definição dos Custos Operacionais regulatórios – GAGO&M _com a potência, garantia física e número de unidades geradoras_ Alterar _ampliadas_ . A diferença entre a reaplicação da fórmula com os novos parâmetros e o valor (em reconhecido com GAGO&M na revisão da RAG, corrigido pelo índice de atualização inflacionário, itálico) equivale ao GAGAmpl-O&M: (...) GAGO&M-reaplicada: Custo Operacionais Regulatórios, com reaplicação da fórmula de definição do GAGO&M, estabelecida no Submódulo 12.1 do PRORET, _com a potência, garantia física e número de unidades geradoras ampliadas_ ; e 

## **ANEXO VII - Alteração na REN 1.003 de 1º de fevereiro de 2022** 

## ANEXO I 

## ESTRUTURA DO PRORET – RELAÇÃO DE MÓDULOS E SUBMÓDULOS Quadro I – Versões Vigentes 

## Onde se lê: 

|MÓDULOS|Anexo|Versão|VIGÊNCIA|
|---|---|---|---|
|Submódulo 2.1 – Procedimentos Gerais|XI|2.3 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 2.1A – Procedimentos Gerais|XII|2.0 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 2.2 – Custos Operacionais|XIII|4.0 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 2.5 – Fator X|XVII|4.0 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 2.5A – Fator X|XVIII|3.0 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 2.6 – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis|XIX|2.1 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 2.6 A – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis|XIV|1.0 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 2.7 – Outras Receitas|XX|2.2 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 2.7 A – Outras Receitas|XXI|1.1 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 2.8 – Geração Própria|XXII|1.1 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais|XXIV|1.4 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 3.1 A<br>– Procedimentos Gerais – Aditivo contratual 2016|XXV|1.0 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 3.2 – Custos de Aquisição de Energia|XXVI|1.1 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 3.2 A<br>– Custos de<br>Aquisição de Energia – Aditivo contratual 2016|XXVII|1.1 C|Desde 1º/03/202<br>2|

|MÓDULOS|Anexo|Versão|VIGÊNCIA|
|---|---|---|---|
|Submódulo 3.3 – Custos de Transmissão|XXVIII|1.0 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 3.3A – Custos de Transmissão|XXIX|1.0 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 3.4 – Encargos Setoriais|XXX|1.0C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 3.4A – Encargos Setoriais|XXXI|1.0C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 4.2 –Conta de Compensação de Variação de<br>Valores de Itens da Parcela “A”|XXXIII|1.1 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 4.2 A –Conta de Compensação de<br>Variação de<br>Valores de Itens da Parcela “A” – Aditivo contratual 2016|XXXIV|1.0 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 4.4 – Demais Componentes Financeiros|XXXVI|1.6 C|Desde<br>1º/03/2022|
|Submódulo 4.4A – Demais Componentes Financeiros|XXXVI<br>I|1.3 C|Desde<br>1º/03/2022|
|Submódulo 5.5 – Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia<br>Elétrica – TFSEE|XLII|1.1 C|Desde 1º/03/202<br>2|
|Submódulo 6.3 – Encargo de Conexão A1|XLVII|1.0 C|Desde<br>1º/03/2022|
|Submódulo 7.4 – Tarifas para Centrais Geradoras|LIV|2.0|Desde<br>30/06/2022|
|Submódulo 8.4 – Reajuste e Revisão Tarifária Periódica|LVIII|1.1|Desde<br>1º/03/2023|
|Submódulo 9.1 – Revisão Periódica das Receitas das<br>Concessionárias Existentes|LX|4.1|Desde 1/01/2023|
|Submódulo 9.2 – Revisão Periódica das Receitas das<br>Concessionárias Licitadas|LXI|4.1|Desde 1/01/2023|
|Submódulo 9.3 – Reajuste Anual das Receitas de Transmissoras|LXII|1.0 C|Desde<br>1º/03/2022|
|Submódulo 9.5 – Cálculo da TUST para Geradores Participantes<br>de Leilões de Energia Nova|-|-|-|
|Submódulo 9.6 – Cálculo dos Encargos de Uso e Conexão|-|-|-|
|Submódulo 9.7 – Implementação de Melhorias<br>e Reforços em Instalações de Transmissão||2.0|Desde<br>01/01/2023|
|Submódulo 10.1 – Ritos dos processos de Revisões Tarifárias de<br>Distribuidoras|LXV|1.2 C|Desde<br>1º/03/2022|
|Submódulo 10.2 – Ritos dos processos de Reajustes Tarifárias de<br>Distribuidoras|LXVI|1.2 C|Desde<br>1º/03/2022|
|Submódulo 10.4 – Ritos dos processos de Reajustes das Receitas<br>das Transmissoras|LXVIII|1.0 C|Desde<br>1º/03/2022|

|MÓDULOS|Anexo|Versão|VIGÊNCIA|
|---|---|---|---|
|Submódulo 10.6 – Informações Periódicas (SAMP/GTF)|LXIX|1.1 C|Desde<br>1º/03/2022|
|Submódulo 11.1 – Distribuidoras com Mercado Próprio inferior a<br>500 GWh/Ano|LXX|1.5 C|Desde<br>1º/03/2022|
|Submódulo 12.1 – Revisão Periódica das receitas de geradoras|LXXII|2.2|Desde<br>18/07/2023|
|Submódulo 12.4 – Autorização de Ampliações e Melhorias em<br>instalações degeração|LXXV|2.0 C|Desde<br>1º/03/2022|

Leia-se: 

|Leia-se:||||
|---|---|---|---|
|MÓDULOS|Anexo|Versão|VIGÊNCIA|
|Submódulo 2.1 – Procedimentos Gerais|XI|2.4|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 2.1A – Procedimentos Gerais|XII|2.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 2.2 – Custos Operacionais|XIII|4.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 2.5 – Fator X|XVII|4.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 2.5A – Fator X|XVIII|3.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 2.6 – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis|XIX|2.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 2.6 A – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis|XIV|1.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 2.7 – Outras Receitas|XX|2.3|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 2.7 A – Outras Receitas|XXI|1.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 2.8 – Geração Própria|XXII|1.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais|XXIV|1.5|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 3.1 A<br>– Procedimentos Gerais – Aditivo contratual 2016|XXV|1.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 3.2 – Custos de Aquisição de Energia|XXVI|1.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 3.2 A<br>– Custos de<br>Aquisição de Energia – Aditivo contratual 2016|XXVII|1.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 3.3 – Custos de Transmissão|XXVIII|1.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 3.3A – Custos de Transmissão|XXIX|1.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 3.4 – Encargos Setoriais|XXX|1.1|Desde 05/12/2022|
|Submódulo 3.4A – Encargos Setoriais|XXXI|1.1|Desde 05/12/2022|
|Submódulo 4.2 –Conta de Compensação de Variação de<br>Valores de Itens da Parcela “A”|XXXIII|1.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 4.2 A –Conta de Compensação de<br>Variação de<br>Valores de Itens da Parcela “A” – Aditivo contratual 2016|Incorporado pelo Submódulo 4.2|||
|Submódulo 4.4 – Demais Componentes Financeiros|XXXVI|1.8|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 4.4A – Demais Componentes Financeiros|XXXVII|1.5|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 5.5 – Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia<br>Elétrica – TFSEE|XLII|1.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 6.3 – Encargo de Conexão Regulado|XLVII|2.0|Desde 03/06/2024|

|MÓDULOS|Anexo|Versão|VIGÊNCIA|
|---|---|---|---|
|Submódulo 7.4 – Tarifaspara Centrais Geradoras|LVI|2.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 8.4 – Reajuste e Revisão Tarifária Periódica|LVIII|1.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 9.1 – Revisão Periódica das Receitas das<br>Concessionárias de Transmissão|LX|4.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 9.2 – Revisão Periódica das Receitas das<br>Concessionárias de Transmissão Licitadas|LXI|4.4|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 9.3 – Reajuste Anual das Receitas das<br>Concessionárias de Transmissão|LXII|1.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 9.5 - Cálculo da TUST para Geradores Participantes<br>de Leilões de Energia Nova||cancelado||
|Submódulo 9.6 - Cálculo dos Encargos de Uso e Conexão||cancelado||
|Submódulo 9.7 – Implementação de melhorias e reforços em<br>instalações sob responsabilidade de Concessionárias de<br>Transmissão|LXIII|2.1|Desde 05/02/2024|
|Submódulo 10.1 – Ritos dos processos de Revisões Tarifárias<br>de Distribuidoras|LXV|2.0|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 10.2 – Ritos dos processos de Reajustes Tarifárias<br>de Distribuidoras|LXVI|2.0|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 10.4 – Ritos dos processos de Reajustes das<br>Receitas das Transmissoras|LXVIII|1.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 10.6 – Informações Periódicas da Distribuição|LXIX|1.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 11.1 – Distribuidoras com Mercado Próprio inferior<br>a 700 GWh/Ano|LXX|1.5 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 12.1 – Revisão Periódica das receitas degeradoras|LXXII|2.3|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 12.4 – Autorização de Ampliações e Melhorias em<br>instalações degeração|LXXV|2.1|Desde 03/06/2024|

## Quadro II – Versões Anteriores 

Incluir e ajustar as referências da tabela abaixo: 

|Submódulo|Versão|Ato|Aprovação|Vigência de:|Até:|Ação|
|---|---|---|---|---|---|---|
|2.1|2.3|REN|874/2020|18/03/2020|28/02/2022|incluir|
|2.1|2.3 C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|2.1A|2.0|REN|874/2020|18/03/2020|28/02/2022|incluir|
|2.1A|2.0 C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|2.2|2.2C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|2.5|4.0 C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|2.5A|3.0 C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|2.6|2.0 C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|2.6 A|1.0 C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|2.7|2.2C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|2.7A|1.1C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|2.8|1.1C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|3.1|1.4C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|3.1A|1.0C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|3.2|1.1C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|3.2A|1.1C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|3.3|1.0C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|3.3A|1.0C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|3.4|1.0C|REN|1.003/2022|01/03/2022|05/12/2022|incluir|
|3.4A|1.0C|REN|1.003/2022|01/03/2022|05/12/2022|incluir|
|4.2|1.0C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|4.2A|1.0C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|4.4|1.5C|REN|1.003/2022|01/03/2022|05/12/2022|incluir|
|4.4|1.7|REN|1.049/2022|06/12/2022|02/06/2024|incluir|
|4.4A|1.3C|REN|1.003/2022|01/03/2022|05/12/2022|incluir|
|4.4A|1.4|REN|1.049/2022|06/12/2022|02/06/2024|incluir|
|5.5|1.1C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|6.3|1.0 C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|6.6|2.1|REN|908/2020|01/01/2021|28/02/2022|incluir|
|6.8|1.8|REN|872/2020|18/02/2020|31/05/2020|incluir|

|Submódulo|Versão|Ato|Aprovação|Vigência de:|Até:|Ação|
|---|---|---|---|---|---|---|
|6.8|1.9|REN|883/2020|01/06/2020|28/02/2022|incluir|
|6.8|1.9C|REN|1.084/2024|01/03/2022|01/04/2024|alterar|
|7.4|1.0 C|REN|1.003/2022|01/03/2022|29/06/2022|alterar|
|7.4|2.0|REN|1.024/2022|30/06/2022|02/10/2022|incluir|
|7.4|2.1|REN|1.041/2022|3/10/2022|02/06/2024|incluir|
|8.1|2.1C|REN|1.003/2022|01/03/2022|28/02/2023|incluir|
|8.2|2.0C|REN|1.003/2022|01/03/2022|28/02/2023|incluir|
|8.3|2.1C|REN|1.003/2022|01/03/2022|28/02/2023|incluir|
|8.4|1.0C|REN|1.003/2022|01/03/2022|28/02/2023|incluir|
|8.4|1.1|REN|1.058/2022|01/03/2023|02/06/2024|incluir|
|9.1|4.1|REN|1.022/2022|01/07/2022|31/12/2022|incluir|
|9.1|4.1|DSP|452/2023|01/03/2023|29/02/2024|incluir|
|9.1|4.1|DSP|829/2023|01/03/2023|29/02/2024|incluir|
|9.1|4.1|REN|1.020/2022|01/01/2023|04/02/2024|incluir|
|9.1|4.2|REN|1.083/2024|5/2/2024|02/06/2024|incluir|
|9.2|4.1|REN|1.022/2022|01/07/2022|31/12/2022|incluir|
|9.2|4.1|REN|1.020/2022|01/01/2023|04/02/2024|incluir|
|9.2|4.2|REN|1.083/2024|05/02/2024|02/06/2024|incluir|
|9.3|1.0C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|9.7|2.0|REN|1.020/2022|01/01/2023|04/02/2024|incluir|
|10.1|1.2C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|10.2|1.2C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|10.4|1.0C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|12.1|2.0|REN|874/2020|18/03/2020|19/04/2020|incluir|
|12.1|2.1|REN|882/2020|20/04/2020|28/02/2022|incluir|
|12.1|2.1C|REN|1.003/2022|01/03/2022|17/07/2023|incluir|
|12.1|2.2|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|
|12.4|2.0C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|incluir|