PRORET — Proret Submod 7.3 V 1.2 aren2012498



## A G Ê N C I A  N A C I O N A L  D E  E N E R G I A  E L É T R I C A 

## **Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição** 

## **S u b m ó d u l o  7 . 3 T A R I F A S  D E  A P L I C A Ç Ã O** 

|**Revisão**|**Motivo da revisão**|**Instrumento de**<br>**aprovação pela ANEEL**|**Data de**<br>**Vigência**|
|---|---|---|---|
|1.0|Primeira versão aprovada<br>(após realização da AP 120/2010)|Resolução Normativa nº<br>464/2011|28/11/2011|
|1.1|Revisão aprovada após realização da<br>AP 080/2011|Resolução Normativa nº<br>478/2012|18/04/2012|
|1.2|Revisão aprovada após realização da<br>AP029/2012|Resolução Normativa nº<br>498/2012|02/07/2012|

**Proret Procedim entos de Regulação Tarifária** 

**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência **TARIFAS DE APLICAÇÃO 7.3 1.2 D.O.U. 02/07/2012** 

## **ÍNDICE** 

|1.|OBJETIVO ................................................................................................................................ 3||
|---|---|---|
|2.|ABRANGÊNCIA ........................................................................................................................ 3||
|3.|TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO – TUSD DE APLICAÇÃO ..................... 3||
||3.1. DEFINIÇÃO DA TUSD INTEGRAL .................................................................................. 3<br>3.2. DEFINIÇÃO DA TUSD BASE ECONÔMICA ................................................................... 4|**7.3**|
||3.3. DEFINIÇÃO DA TUSD BASE FINANCEIRA ................................................................... 4<br>3.4. COMPONENTE DE CUSTO TARIFÁRIO PERDAS NÃO TÉCNICAS ............................. 4||
||3.5. DETERMINAÇÃO DA TUSD MODALIDADE TARIFÁRIA HORÁRIA BRANCA ............... 5||
|4.|TARIFA DE ENERGIA – TE DE APLICAÇÃO ........................................................................... 5||
||4.1. DEFINIÇÃO DA TE INTEGRAL ....................................................................................... 5<br>4.2. DEFINIÇÃO DA TE BASE ECONÔMICA ........................................................................ 6||
||4.3. DEFINIÇÃO DA TE BASE FINANCEIRA ......................................................................... 6||
|5.|4.4. DEFINIÇÃO DA TE SUPRIMENTO ................................................................................. 6<br>4.5<br>DEFINIÇÃO DAS BANDEIRAS TARIFÁRIAS ................................................................. 7<br>MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO .............................................................................. 7||
|6.|TRATAMENTO DADO AOS CUSTOS RECUPERADOS POR COOPERATIVAS||
||AUTORIZADAS ........................................................................................................................ 9||
|7.|TRATAMENTO DADO AOS CUSTOS RECUPERADOS POR CENTRAIS GERADORAS ....... 9||
|8.|TRATAMENTO DADO AOS CUSTOS RECUPERADOS POR UNIDADES CONSUMIDORAS||
||DO SUBGRUPO A1 ............................................................................................................... 10||
|9.|AJUSTE NOS NÍVEIS TARIFÁRIOS DO GRUPO B ............................................................... 10||
|10.|DIVULGAÇÃO DA INFORMAÇÃO.......................................................................................... 11<br>10.1. SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS ............................................................................................. 11||
||10.2. EFEITO AO CONSUMIDOR .......................................................................................... 11||

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência **TARIFAS DE APLICAÇÃO 7.3 1.2 D.O.U. 02/07/2012** 

## **1. OBJETIVO** 

1. Estabelecer a metodologia de cálculo das Tarifas de Aplicação, necessárias para a definição da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD e da Tarifa de Energia – TE. 

## **2. ABRANGÊNCIA** 

**7.3** 

2. Aplica-se a todas as revisões tarifárias de concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, a partir do terceiro ciclo de revisão tarifária periódica (3CRTP) e reajustes subsequentes. 

## **3. TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO – TUSD DE APLICAÇÃO** 

3. A TUSD será formada pelos componentes tarifários: TUSD Transporte, TUSD Perdas e TUSD Encargos. 

4. O cálculo da TUSD de Aplicação subdivide-se em três etapas: definição da TUSD integral, da TUSD base econômica e da TUSD base financeira. 

   - I. TUSD integral: corresponde à TUSD sem incidência de qualquer benefício tarifário; 

   - II. TUSD base econômica: corresponde à TUSD, após incidência de benefícios tarifários, a ser utilizada para obtenção da Receita Anual ou Receita Requerida da distribuidora; e 

   - III. TUSD base financeira: corresponde à TUSD base econômica adicionada dos componentes tarifários financeiros para aplicação aos usuários do sistema de distribuição, denominada TUSD de Aplicação. 

## **3.1. DEFINIÇÃO DA TUSD INTEGRAL** 

5. A TUSD integral corresponde ao produto das Tarifas de Referência, definidas no Submódulo 7.2, por um fator multiplicativo, para cada componente de custo tarifário. 

6. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário da TUSD integral é obtido pela razão entre o custo regulatório, deduzidos os estabelecidos nos parágrafos 37, 39 e 44[1] , e a receita de referência. 

1 Tarifas para as permissionárias, para os geradores e para as unidades consumidoras do subgrupo A1. 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**TARIFAS DE APLICAÇÃO**|Submódulo<br>**7.3**|Revisão<br>**1.2**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 02/07/2012**|
|---|---|---|---|

7. A receita de referência corresponde ao produto das Tarifas de Referência pelo Mercado de Referência, por componente de custo tarifário. 

## **3.2. DEFINIÇÃO DA TUSD BASE ECONÔMICA** 

8. A TUSD base econômica corresponde ao produto da TUSD integral por um fator multiplicativo, para cada componente de custo tarifário. 

**7.3** 

9. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário da TUSD base econômica é obtido pela razão entre o custo regulatório, deduzidos o estabelecido no parágrafo 37, e a receita correspondente ao produto da TUSD integral pelo Mercado de Referência Ajustado. 

## **3.3. DEFINIÇÃO DA TUSD BASE FINANCEIRA** 

10. A TUSD base financeira corresponde ao produto da TUSD base econômica por um fator multiplicativo, para cada componente de custo tarifário. 

11. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário da TUSD base financeira é obtido por meio dos custos financeiros estabelecidos no Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, do PRORET, deduzidos os alocados conforme estabelecido no parágrafo 37. 

12. Os componentes tarifários financeiros poderão ser apurados pelos mesmos critérios de definição: i) das Tarifas de Referência; ii) do componente de custo tarifário perdas não técnicas; ou iii) pelo critério percentual. 

## **3.4. COMPONENTE DE CUSTO TARIFÁRIO PERDAS NÃO TÉCNICAS** 

13. O componente de custo tarifário perdas não técnicas da TUSD PERDAS, em R$/MWh, será obtido da seguinte forma: 

   - a) o custo de perdas não técnicas, definido nos processos de reajuste ou revisão tarifária, será distribuído proporcionalmente entre os subgrupos tarifários de acordo com os componentes tarifários da TUSD integral e o Mercado de Referência não ajustado; 

   - b) o valor obtido, conforme alínea anterior, será dividido pelo montante de energia, associado ao subgrupo tarifário, obtendo o respectivo componente de custo tarifário. 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**TARIFAS DE APLICAÇÃO**|Submódulo<br>**7.3**|Revisão<br>**1.2**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 02/07/2012**|
|---|---|---|---|

## **3.5. DETERMINAÇÃO DA TUSD MODALIDADE TARIFÁRIA HORÁRIA BRANCA** 

14. A TUSD Transporte da modalidade tarifária horária Branca será formada pelos postos tarifários estabelecidos Submódulo 7.1 e terá os seguintes valores: 

   - I. para o posto tarifário ponta será equivalente a 5 (cinco) vezes o valor da tarifa no posto fora ponta; 

   - **7.3** 

- II. para o posto tarifário intermediário será equivalente a 3 (três) vezes o valor da tarifa no posto fora ponta; e 

- III. para o posto tarifário fora ponta será equivalente ao produto da TUSD da modalidade tarifária Convencional Monômia pelo parâmetro kz, calculado para cada subgrupo tarifário da distribuidora com base nos perfis típicos de consumo.. 

## **4. TARIFA DE ENERGIA – TE DE APLICAÇÃO** 

15. A TE será formada pelos componentes tarifários: TE Energia, TE Perdas, TE Encargos e TE Transporte. 

16. O cálculo da TE de Aplicação subdivide-se em três etapas: definição da TE integral, da TE base econômica e da TE base financeira. 

   - I. TE integral: corresponde à TE sem incidência de qualquer benefício tarifário; 

   - II. TE base econômica: corresponde à TE, após incidência de benefícios tarifários, a ser utilizada para obtenção da Receita Anual ou Receita Requerida da distribuidora; e 

   - III. TE base financeira: corresponde à TE base econômica adicionada dos componentes tarifários financeiros para aplicação aos usuários do sistema de distribuição, quando cabível, denominada TE de Aplicação. 

## **4.1. DEFINIÇÃO DA TE INTEGRAL** 

17. A TE integral corresponde ao produto das Tarifas de Referência, definidas no Submódulo 7.2, por um fator multiplicativo, para cada componente de custo tarifário. 

18. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário da TE integral é obtido pela razão entre o custo regulatório, deduzido o estabelecido no parágrafo 37, e a receita de referência. 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**TARIFAS DE APLICAÇÃO**|Submódulo<br>**7.3**|Revisão<br>**1.2**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 02/07/2012**|
|---|---|---|---|

19. A receita de referência corresponde ao produto das Tarifas de Referência pelo Mercado de Referência, por componente de custo tarifário. 

## **4.2. DEFINIÇÃO DA TE BASE ECONÔMICA** 

20. A TE base econômica corresponde ao produto da TE integral por um fator multiplicativo, para cada componente de custo tarifário. 

   - **7.3** 

21. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário da TE base econômica é obtido pela razão entre o custo regulatório, deduzido o estabelecido no parágrafo 37, e a receita corresponde ao produto da TE integral pelo Mercado de Referência Ajustado. 

## **4.3. DEFINIÇÃO DA TE BASE FINANCEIRA** 

22. A TE base financeira corresponde ao produto da TE base econômica por um fator multiplicativo, para cada componente de custo tarifário. 

23. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário da TE base financeira é obtido por meio dos custos financeiros estabelecidos no Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, do PRORET, deduzidos os alocados conforme estabelecido no parágrafo 37. 

24. Os componentes tarifários financeiros poderão ser apurados pelo mesmo critério de definição das Tarifas de Referência da TE. 

## **4.4. DEFINIÇÃO DA TE SUPRIMENTO** 

25. A TE suprimento, aplicada às concessionárias ou permissionárias de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, será obtida da seguinte forma: 

   - a) os componentes de custos da TE, salvo o relativo à energia comprada para revenda para suprimento, deverá ser dividido pelo Mercado de Referência de energia da concessionária supridora; 

   - b) a energia comprada para revenda para suprimento deverá ser dividida pelo montante de energia regulatório excluído o do PROINFA. 

26. Não se aplica os componentes de custos tarifários Encargos de Serviços do Sistema – ESS e Perdas na Rede Básica associadas ao mercado da distribuidora 

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**7.3** 

**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**TARIFAS DE APLICAÇÃO**|Submódulo<br>**7.3**|Revisão<br>**1.2**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 02/07/2012**|
|---|---|---|---|

para a concessionária ou permissionária suprida que seja agente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. 

27. Não se aplica o componente tarifário TE TRANSPORTE para a concessionária ou permissionária suprida que seja detentora de quota-parte de Itaipu. 

## **4.5 DEFINIÇÃO DAS BANDEIRAS TARIFÁRIAS** 

28. O sistema de bandeiras tarifárias é representado por: 

   - a) Bandeira Tarifária Verde; 

   - b) Bandeira Tarifária Amarela; e 

   - c) Bandeira Tarifária Vermelha. 

29. A bandeira tarifária verde corresponde à TE base financeira e será caracterizada pela incidência de: 

   - (i) ESS por Segurança Energética – ESS_SE médio, obtido com base no histórico dos meses em que o Custo Marginal de Operação – CMO e ESS_SE for inferior ao valor de referência de R$ 100,00/MWh; e 

   - (ii) Preço de Liquidação de Diferenças – PLD médio, obtido com base no histórico dos meses em que a soma de CMO e ESS_SE for inferior ao valor de referência de R$ 100,00/MWh, para fins de cálculo dos preços dos contratos de compra de energia por disponibilidade. 

30. A regra descrita no parágrafo anterior refere-se ao procedimento geral. Entretanto, esta poderá ser ajustada nos processos tarifários, conforme participação dos contratos de disponibilidade na composição do custo de compra de energia para revenda das distribuidoras, buscando minimizar possíveis diferenças entre receitas e despesas provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias. 

31. Os valores das bandeiras tarifárias amarela e vermelha serão definidos por meio de Resolução específica. 

## **5. MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO** 

32. Mercado de Referência Ajustado é o mercado de referência modificado para compensar a existência de descontos e subsídios concedidos em atos legais e normativos, conforme segregação abaixo: 

   - a) Carga Fonte Incentivada – parcela de mercado de carga que possui direito à redução tarifária na TUSD devido à aplicação da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, art. 26, §1º, com redação dada pela Lei nº 11.488, de 15 de 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**TARIFAS DE APLICAÇÃO**|Submódulo<br>**7.3**|Revisão<br>**1.2**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 02/07/2012**|
|---|---|---|---|

junho de 2007 e regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL nº 77, de 18 de agosto de 2004. 

- b) Geração Fonte Incentivada – parcela de mercado de geração que possui direito à redução tarifária na TUSD devido à aplicação da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, art. 26, §1º, com redação dada pela Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007 e regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL nº 77, de 18 de agosto de 2004. 

      - **7.3** 

   - c) Autoprodutor e Produtor Independente – parcela de mercado que não contribui com a recuperação dos custos de CCC, de acordo com a Lei nº 5.899, de 05 de julho de 1973, e Decreto nº 73.102, de 7 de novembro de 1973, de CDE, de acordo com art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e art. 74 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, e de PROINFA, de acordo com art. 3º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, sobre a parcela de consumo próprio. 

   - d) Serviço Público de Água, Esgoto e Saneamento – parcela de mercado que possui direito à redução tarifária, definida na resolução homologatória de cada distribuidora, conforme Decreto nº 62.724, de 17 de maio de 1968. 

   - e) Rural – parcela de mercado do grupo A classificado como rural que possui direito à redução tarifária, definida na resolução homologatória de cada distribuidora, conforme Decreto nº 62.724, de 17 de maio de 1968. 

   - f) Baixa Renda – parcela de mercado, beneficiário da Tarifa Social de Energia Elétrica – TSEE, que possui direito à redução tarifária e isenção de pagamento de PROINFA dada pela Lei nº 12.212, de 10 de janeiro de 2010, art. 12, que alterou a redação da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, art. 1º, §1º e de CCC dada pela Lei nº 12.111, de 09 de dezembro de 2009, art. 13º. 

   - g) Distribuição – parcela de mercado que possui direito à redução tarifária, conforme Decreto nº 4.541, de 23 de dezembro de 2002, arts. 51 e 52 e regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL nº 206, de 22 de dezembro de 2005. 

   - h) Irrigante Horário Especial e Aquicultura – parcela de mercado que possui direito à redução tarifária, conforme Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, art. 25 com redação dada pela Lei nº 11.196, de 21 de novembro de 2005. 

   - i) Cooperativas autorizadas: parcela de mercado que possui direito à redução tarifária, conforme disposto na Portaria MINFRA nº 042, de 19 de março de 1992, e pela Portaria DNAEE nº 044, de 20 de fevereiro de 1992. 

33. O mercado complementar aos da alínea “a” até “i”, do parágrafo anterior, que não possui benefício tarifário é definido como mercado normal. 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**TARIFAS DE APLICAÇÃO**|Submódulo<br>**7.3**|Revisão<br>**1.2**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 02/07/2012**|
|---|---|---|---|

34. Para fins de cálculo da Estrutura Tarifária a distribuidora deverá encaminhar o Mercado de Referência segregado em mercado de TUSD (R$/kW e R$/MWh) e em mercado de TE (R$/MWh), para cada subgrupo e modalidades tarifárias definidas no Submódulo 7.1, considerando a incidência de benefícios tarifários. 

35. A ANEEL definirá, complementarmente, a forma de envio das informações do Mercado de Referência para os processos de reajuste e de revisão tarifária. 

**7.3** 

## **6. TRATAMENTO DADO AOS CUSTOS RECUPERADOS POR COOPERATIVAS AUTORIZADAS** 

36. Para as cooperativas autorizadas, as Tarifas de Aplicação são obtidas por meio da atualização das tarifas vigentes – TUSD e TE base econômica – pelos índices econômicos e financeiros dos reajustes ou das revisões tarifárias. 

37. Os custos recuperados pelas cooperativas, por meio do Mercado de Referência e da tarifa definida no parágrafo anterior, devem ser deduzidos da base econômica e financeira, por componente de custo tarifário. 

## **7. TRATAMENTO DADO AOS CUSTOS RECUPERADOS POR CENTRAIS GERADORAS** 

38. As Tarifas de Aplicação para centrais geradoras são obtidas da seguinte forma: 

   - a) Para as centrais geradoras com tensão de conexão maior ou igual a 88 kV: sinal locacional, conforme Resolução Normativa nº 349, de 13 de janeiro de 2009, adicionado o respectivo componente tarifário financeiro; e 

   - b) Para as centrais geradoras com tensão de conexão menor que 88 kV: atualização anual do valor vigente pelo IGP-M – Índice Geral de Preços de Mercado, apurado pela Fundação Getúlio Vargas. 

39. Os custos recuperados pelas centrais geradoras, por meio do Mercado de Referência e da tarifa definida no parágrafo anterior, devem ser deduzidos da base integral, econômica e financeira, por componente de custo tarifário, nos termos definidos nos itens 3.1, 3.2 e 3.3. 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência **TARIFAS DE APLICAÇÃO 7.3 1.2 D.O.U. 02/07/2012** 

## **8. TRATAMENTO DADO AOS CUSTOS RECUPERADOS POR UNIDADES CONSUMIDORAS DO SUBGRUPO A1** 

40. O disposto neste item aplica-se às unidades consumidoras conectadas em tensão igual ou superior a 230 kV, classificada no subgrupo A1, que tenham celebrado Contrato de Uso dos Sistemas de Distribuição - CUSD. 

41. Além das condições dispostas no Módulo 3 do PRODIST, a parcela do encargo vinculado ao Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição – CCD celebrado pela unidade consumidora, referente às instalações de propriedade da distribuidora, será apurada pela ANEEL, conforme Submódulo 6.3 – Encargo de Conexão A1, do PRORET. 

   - **7.3** 

42. A TUSD TRANSPORTE base econômica para cada unidade consumidora terá valor igual ao da TUST aprovado para o ponto de conexão da Rede Básica. 

43. As componentes de custo tarifário da TUSD referentes às perdas técnicas, perdas não técnicas, CCC, CDE, ONS, PROINFA e da TE serão apuradas com a mesma regra definida para os demais subgrupos tarifários. 

44. Os custos recuperados pelas unidades consumidoras do subgrupo A1, por meio do Mercado de Referência e das tarifas definidas nos parágrafos anteriores, somado ao encargo de conexão, devem ser deduzidos da base integral, econômica e financeira, por componente de custo tarifário, nos termos dos itens 3.1, 3.2 e 3.3. 

## **9. AJUSTE NOS NÍVEIS TARIFÁRIOS DO GRUPO B** 

45. Para equalizar a relatividade de custos entre os subgrupos tarifários do grupo B, respeitadas as diferenças tarifárias em cada área de concessão, a relação das tarifas com a do subgrupo B1-Residencial estará limitada à mínima atualmente verificada para as distribuidoras, sendo: 

   - a) Subgrupo B2 – classe rural: 30%; 

   - b) Subgrupo B2 – subclasse serviço público de irrigação: 40%; 

   - c) Subgrupo B2 – subclasse cooperativa de eletrificação rural: 50%; 

   - d) Subgrupo B3 – demais classes: 0%; 

   - e) Subgrupo B4a – classe iluminação pública: 45%; e 

   - f) Subgrupo B4b – classe iluminação pública: 40%. 

46. A transição da atual relação para os limites estabelecidos no parágrafo anterior será definida em cada processo tarifário a fim de atender aos princípios de modicidade e estabilidade tarifária. 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**TARIFAS DE APLICAÇÃO**|Submódulo<br>**7.3**|Revisão<br>**1.2**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 02/07/2012**|
|---|---|---|---|

## **10. DIVULGAÇÃO DA INFORMAÇÃO** 

## **10.1. SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS** 

47. Será dada publicidade nos processos tarifários dos valores relacionados aos benefícios tarifários, de que trata a alínea “a” até “i” do parágrafo 32 deste Submódulo, compensados na estrutura tarifária, apurados pela diferença entre a TUSD e TE integral e a TUSD e TE de Aplicação, respectivamente, multiplicada pelo Mercado de Referência. 

**7.3** 

48. A cada processo tarifário, o Mercado de Referência será ajustado considerando o comportamento do mercado subsidiante e subsidiado. 

## **10.2. EFEITO AO CONSUMIDOR** 

49. Para permitir a adequada divulgação dos resultados e efeitos do cálculo da TUSD e da TE, nos processos tarifários será apurado o Efeito ao Consumidor por subgrupo e modalidades tarifárias, considerando um consumidor-padrão equivalente ao Mercado de Referência Ajustado. 

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