PRORET — Proret Submod 3.4A V 1.0 aren2017761



## 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 3: Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição** 

## **S u b m ó d u l o  3 . 4 A** 

## **E N C A R G O S  S E T O R I A I S** 

|**Revisão**|**Motivo da revisão**|**Instrumento de aprovação pela**<br>**ANEEL**|**Data de**<br>**Vigência**|
|---|---|---|---|
|1.0|Primeira versão aprovada<br>(após realização da AP 58/2016)|Resolução Normativa nº 761/2017|A partir de<br>24/02/2017|

**----- Start of picture text -----**<br>
Proret<br>Procedim entos de<br>Regulação Tarifária<br>**----- End of picture text -----**<br>

**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

||
|---|
|Assunto<br>Submódulo<br>Revisão<br>Data de Vigência|
|**ENCARGOS SETORIAIS**<br>**3.4A**<br>**1.0**<br>**D.O. 24/02/2017**|
|**ÍNDICE**|
|1. OBJETIVO ........................................................................................................................... 3|
|2. ABRANGÊNCIA ................................................................................................................... 3|
|3. ENCARGOS SETORIAIS ..................................................................................................... 3|
|3.1. CDE .............................................................................................................................. 3|
|3.2. PROINFA ...................................................................................................................... 4|
|3.3. CFURH ......................................................................................................................... 4|
|3.4. ESS e EER .................................................................................................................... 5|
|3.5. TFSEE .......................................................................................................................... 6|
|3.6. P&D e PEE .................................................................................................................... 6|
|4. COBERTURA TARIFÁRIA ................................................................................................... 7|
|4.1. CDE .............................................................................................................................. 7|
|4.2. PROINFA ...................................................................................................................... 7|
|4.3. CFURH ......................................................................................................................... 7|
|4.4. ESS e EER .................................................................................................................... 7|
|4.5. TFSEE .......................................................................................................................... 7|
|4.6. P&D e PEE .................................................................................................................... 8|

1. OBJETIVO ........................................................................................................................... 3 2. ABRANGÊNCIA ................................................................................................................... 3 3. ENCARGOS SETORIAIS ..................................................................................................... 3 3.1. CDE .............................................................................................................................. 3 3.2. PROINFA ...................................................................................................................... 4 3.3. CFURH ......................................................................................................................... 4 3.4. ESS e EER .................................................................................................................... 5 3.5. TFSEE .......................................................................................................................... 6 3.6. P&D e PEE .................................................................................................................... 6 4. COBERTURA TARIFÁRIA ................................................................................................... 7 4.1. CDE .............................................................................................................................. 7 4.2. PROINFA ...................................................................................................................... 7 4.3. CFURH ......................................................................................................................... 7 4.4. ESS e EER .................................................................................................................... 7 4.5. TFSEE .......................................................................................................................... 7 4.6. P&D e PEE

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

||**Procedimentos de Regulação Tarifária**|
|---|---|
|||
|Assunto<br>Submódulo<br>Revisão<br>Data de Vigência||
|**ENCARGOS SETORIAIS**<br>**3.4A**<br>**1.0**<br>**D.O. 24/02/2017**||
|**1.**|**OBJETIVO**|
|1.|Estabelecer os critérios e procedimentos relativos ao cálculo dos encargos setoriais|
||a serem considerados nos processos tarifários das concessionárias de serviço|
||público de distribuição de energia elétrica.|
|**2.**|**ABRANGÊNCIA**|
|2.|Os procedimentos deste submódulo são aplicáveis aos reajustes e revisões tarifárias|
||de concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica,|
||prorrogadas nos termos do Decreto n° 8.461/2015 ou que assinaram o termo aditivo|
||ao contrato de concessão nos termos do Despacho nº 2.194/2016.|
|**3.**|**ENCARGOS SETORIAIS**|
|3.|São entendidos como Encargos Setoriais os custos não gerenciáveis suportados|
||pelas concessionárias de distribuição, instituídos por Lei, cujo repasse aos|
||consumidores é decorrente da garantia do equilíbrio econômico-financeiro|
||contratual.|
|4.|Os Encargos Setoriais integrantes da Parcela A nos processos tarifários são os|
||seguintes:|

## **1. OBJETIVO** 

1. Estabelecer os critérios e procedimentos relativos ao cálculo dos encargos setoriais a serem considerados nos processos tarifários das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. 

## **2. ABRANGÊNCIA** 

2. Os procedimentos deste submódulo são aplicáveis aos reajustes e revisões tarifárias de concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, prorrogadas nos termos do Decreto n° 8.461/2015 ou que assinaram o termo aditivo ao contrato de concessão nos termos do Despacho nº 2.194/2016. 

## **3. ENCARGOS SETORIAIS** 

3. São entendidos como Encargos Setoriais os custos não gerenciáveis suportados pelas concessionárias de distribuição, instituídos por Lei, cujo repasse aos consumidores é decorrente da garantia do equilíbrio econômico-financeiro contratual. 

4. Os Encargos Setoriais integrantes da Parcela A nos processos tarifários são os seguintes: 

   - i. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; 

   - ii. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; 

   - iii. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH; 

   - iv. Encargos de Serviços do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER; 

   - v. Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE; e 

   - vi. Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e Programa de Eficiência Energética – PEE. 

## **3.1. CDE** 

5. A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) foi criada pela Lei nº 10.438/2002, posteriormente, alterada pelas Leis nº 10.762/2003, nº 10.848/2004 e nº 12.783/2013, e regulamentada pelos Decretos nº 4.541/2002, nº 4.970/2004 e nº 7.891/2013, 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; 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

||||
|---|---|---|
|Assunto<br>Submódulo<br>Revisão||Data de Vigência|
|**ENCARGOS SETORIAIS**<br>**3.4A**<br>**1.0**||**D.O. 24/02/2017**|
||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 cobertura dos dispêndios da Conta de Consumo de||
||Combustíveis – CCC e da Reserva Global de Reversão – RGR;||
||v. custear os descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do||
||serviço público de distribuição de energia elétrica; e||
||vi. prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à||
||indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade||
||de modicidade tarifária.||
|**3.2.**|**PROINFA**||
|6.|A Lei nº 10.438/2002, em seu art. 3º, alterado pelo art. 9º da Lei nº 10.762/2003, e||
||pelo artigo 2º da Lei nº 10.889/2004, instituiu o Programa de Incentivo às Fontes||
||Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), 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.||
|7.|A Lei nº 10.438/2002, alterada pela Lei nº 12.212/2010, também estabelece, em seu||
||art. 3º, que todos os custos concernentes à aquisição da energia gerada pelo||
||PROINFA incorridos pela Eletrobras, inclusive os custos administrativos, financeiros||

## **3.2. PROINFA** 

6. A Lei nº 10.438/2002, em seu art. 3º, alterado pelo art. 9º da Lei nº 10.762/2003, e pelo artigo 2º da Lei nº 10.889/2004, instituiu o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), 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. 

7. A Lei nº 10.438/2002, alterada pela Lei nº 12.212/2010, também estabelece, em seu art. 3º, que todos os custos concernentes à aquisição da energia gerada pelo PROINFA incorridos pela Eletrobras, inclusive os custos administrativos, financeiros e os decorrentes de encargos tributários, serão rateados por todas as classes de consumidores finais atendidos pelo SIN, exclusive os integrantes da Subclasse Residencial Baixa Renda. 

8. O Decreto nº 5.025/2004, em seu art. 15, determina que compete à ANEEL regulamentar os procedimentos para o rateio da energia e dos custos referentes ao PROINFA. 

## **3.3. CFURH** 

9. A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) foi criada pela Lei n.º 7.990/1989, que institui, para os Estados, Distrito Federal e Municípios, compensação financeira pelo resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais em seus respectivos territórios, plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva. 

10. O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas hidrelétricas, de acordo com a seguinte fórmula: 

𝐶𝐹𝑈𝑅𝐻= 𝑇𝐴𝑅 × 𝐺𝐻× 𝑃𝐸𝑅𝐶      (1) 

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## **Procedimentos de Regulação Tarifária** 

||**Procedimentos de Regulação Tarifária**|
|---|---|
|||
|Assunto<br>Submódulo<br>Revisão<br>Data de Vigência||
|**ENCARGOS SETORIAIS**<br>**3.4A**<br>**1.0**<br>**D.O. 24/02/2017**||
||_onde:_|
||_TAR:_refere-se à Tarifa Atualizada de Referência estabelecida anualmente pela ANEEL|
||(em R$/MWh);|
||_GH:_é o montante (em MWh) da geração mensal da usina hidrelétrica; e|
||_PERC: é o percentual de 6,75%, definido pela Lei 9.648/1998 e determinado pela_|
||_Resolução Normativa ANEEL nº 67/2001, a ser aplicado sobre o produto da Tarifa_|
||_Atualizada de Referência e do montante de geração mensal._|
|**3.4.**|**ESS e EER**|
|11.|O Decreto nº 5.163/2004, que regulamenta a Lei nº 10.848/2004, determina em seu|
||art. 44 que a ANEEL, no reajuste ou revisão tarifária, deverá contemplar a previsão|
||dos custos com o Encargo de Serviços do Sistema (ESS) e com Encargo de Energia|
||de Reserva (EER), para os doze meses subsequentes.|
|12.|No art. 59, o Decreto nº 5.163/2004 atribui que a contabilização e liquidação do|
||Encargo de Serviços do Sistema possa ser efetuada pela Câmara de|
||Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), conforme definido nas 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;|

## **3.4. ESS e EER** 

11. O Decreto nº 5.163/2004, que regulamenta a Lei nº 10.848/2004, determina em seu art. 44 que a ANEEL, no reajuste ou revisão tarifária, deverá contemplar a previsão dos custos com o Encargo de Serviços do Sistema (ESS) e com Encargo de Energia de Reserva (EER), para os doze meses subsequentes. 

12. No art. 59, o Decreto nº 5.163/2004 atribui que a contabilização e liquidação do Encargo de Serviços do Sistema possa ser efetuada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), conforme definido nas 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. 

13. A Resolução CNPE nº 8/2007, aponta mais dois componentes do ESS vinculados a segurança energética do sistema, sendo ambos decorrentes de despacho fora da ordem de mérito econômico, o ESS por ordem do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) e o ESS associado à Curva de Aversão ao Risco (CAR). 

14. O EER, conforme previsto no Decreto nº 6.353/2008, 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 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

||||
|---|---|---|
|Assunto<br>Submódulo<br>Revisão||Data de Vigência|
|**ENCARGOS SETORIAIS**<br>**3.4A**<br>**1.0**||**D.O. 24/02/2017**|
||administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais||
||de energia elétrica do SIN.||
|**3.5.**|**TFSEE**||
|15.|A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) foi instituída pela||
||Lei n.º 9.427/1996, regulamentada pelo Decreto n.º 2.410/1997, e posteriormente||
||alterada pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, que reduziu o valor da TFSEE||
||de 0,5% para 0,4% do benefício econômico anual auferido pela concessionária. O||
||valor anual da TFSEE é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua||
||receita e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades.||
|**3.6.**|**P&D e PEE**||
|16.|O encargo referente à Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa de Eficiência||
||Energética (PEE) foi criado pela Lei nº. 9.991/2000, de 24 de julho de 2000. A||
||legislação estabelece a obrigação das concessionárias e permissionárias de||
||serviços públicos de distribuição de energia elétrica de aplicarem, anualmente,||
||percentuais de sua receita operacional líquida para fins|de pesquisa e|
||desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética no uso final.||
||As mencionadas alíquotas foram definidas pelas Resoluções Normativas ANEEL nº||
||271/2000 e nº 316/2008, sendo as seguintes:||
||i. para pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico, no mínimo, 0,75%; e||

## **3.5. TFSEE** 

15. A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) foi instituída pela Lei n.º 9.427/1996, regulamentada pelo Decreto n.º 2.410/1997, e posteriormente alterada pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, que reduziu o valor da TFSEE de 0,5% para 0,4% do benefício econômico anual auferido pela concessionária. O valor anual da TFSEE é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades. 

## **3.6. P&D e PEE** 

16. O encargo referente à Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa de Eficiência Energética (PEE) foi criado pela Lei nº. 9.991/2000, de 24 de julho de 2000. A legislação estabelece a obrigação das concessionárias e permissionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica de aplicarem, anualmente, percentuais de sua receita operacional líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética no uso final. As mencionadas alíquotas foram definidas pelas Resoluções Normativas ANEEL nº 271/2000 e nº 316/2008, sendo as seguintes: 

   - ii. para programas de eficiência energética no uso final, no mínimo, 0,25% 

17. A Lei nº. 9.991/2000 definiu que, até 31 de dezembro de 2015, os percentuais mínimos de 0,75% e 0,25% sejam de 0,50%, tanto para pesquisa e desenvolvimento como para programas de eficiência energética na oferta e no uso final da energia. 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|||||
|---|---|---|---|
|Assunto<br>Submódulo||Revisão|Data de Vigência|
|**ENCARGOS SETORIAIS**<br>**3.4A**||**1.0**|**D.O. 24/02/2017**|
|**4.**|**COBERTURA TARIFÁRIA**|||
|18.|A cobertura tarifária de cada encargo setorial é obtida conforme procedimentos|||
||descritos a seguir.|||
|**4.1.**|<br>**CDE**|||
|19.|Corresponde ao valor da quota anual vigente, aprovada por meio de Resolução|||
||específica da ANEEL, conforme Submódulo 5.2 do PRORET, podendo ser expressa|||
||da seguinte forma:|||
||𝐶𝐷𝐸= 𝑄𝑢𝑜𝑡𝑎𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙𝐶𝐷𝐸        (2)|||
|**4.2.**|<br>**PROINFA**|||
|20.|Corresponde ao valor da quota anual de custeio vigente, aprovada por meio de|||
||Resolução específica da ANEEL, conforme Submódulo 5.3 do PRORET, sendo,|||
||portanto, expressa da seguinte forma:|||
||𝑃𝑅𝑂𝐼𝑁𝐹𝐴= 𝑄𝑢𝑜𝑡𝑎𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙𝑑𝑒𝐶𝑢𝑠𝑡𝑒𝑖𝑜𝑃𝑅𝑂𝐼𝑁𝐹𝐴      (3)|||
|**4.3.**|<br>**CFURH**|||
|21.|Nos Sistemas Isolados não deve ser incorporada qualquer cobertura tarifária para a<br>|||

## **4. COBERTURA TARIFÁRIA** 

18. A cobertura tarifária de cada encargo setorial é obtida conforme procedimentos descritos a seguir. 

## **4.1. CDE** 

19. Corresponde ao valor da quota anual vigente, aprovada por meio de Resolução específica da ANEEL, conforme Submódulo 5.2 do PRORET, podendo ser expressa da seguinte forma: 

## **4.2. PROINFA** 

20. Corresponde ao valor da quota anual de custeio vigente, aprovada por meio de Resolução específica da ANEEL, conforme Submódulo 5.3 do PRORET, sendo, portanto, expressa da seguinte forma: 

## **4.3. CFURH** 

21. Nos Sistemas Isolados não deve ser incorporada qualquer cobertura tarifária para a CFURH, uma vez que tais despesas devem compor o custo total de geração para fins de reembolso pela CCC. 

22. Para as concessionárias com geração própria no SIN, mantém-se a sistemática de previsão de despesas levando em consideração o montante de energia gerada pela central hidrelétrica e a Tarifa Atualizada de Referência (TAR) vigente na época do reajuste, conforme Submódulo 5.9 do PRORET. 

## **4.4. ESS e EER** 

23. Corresponde ao somatório das previsões anuais de ESS e EER definida pela SGT, com base em informações fornecidas pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG e pela CCEE, conforme Submódulo 5.4 do PRORET, sendo expressa da seguinte forma: 

𝐸𝑆𝑆= 𝑃𝑟𝑒𝑣𝑖𝑠ã𝑜𝐸𝑆𝑆+ 𝑃𝑟𝑒𝑣𝑖𝑠ã𝑜𝐸𝐸𝑅       (4) 

## **4.5. TFSEE** 

24. Corresponde à contribuição anual devida pela concessionária, a ser paga a partir do mês de competência subsequente ao reajuste tarifário, definido pela SGT conforme 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

||||||
|---|---|---|---|---|
|Assunto<br>Submódulo||Revisão||Data de Vigência|
|**ENCARGOS SETORIAIS**<br>**3.4A**||**1.0**||**D.O. 24/02/2017**|
||Submódulo 5.5 do PRORET e homologada por meio de Despacho específico da||||
||ANEEL, podendo então ser descrita da seguinte forma:||||
||𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸= 𝑄𝑢𝑜𝑡𝑎𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙𝑑𝑎𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸|(5)|||
|**4.6.**|**P&D e PEE**||||
|25.|Corresponde ao produto de 1,0% da Receita Operacional Líquida||regulatoriamente||
||apurada no reajuste tarifário em processamento, sendo|esta igual||ao somatório da|
||receita requerida econômica (RR1) com o valor total dos componentes financeiros||||
||pertinentes, deduzidos os valores econômicos e financeiros relativos aos encargos||||
||setoriais CDE e P&D/PEE, conforme Submódulo 5.6 do PRORET.||||

## **4.6. P&D e PEE** 

25. Corresponde ao produto de 1,0% da Receita Operacional Líquida regulatoriamente apurada no reajuste tarifário em processamento, sendo esta igual ao somatório da receita requerida econômica (RR1) com o valor total dos componentes financeiros pertinentes, deduzidos os valores econômicos e financeiros relativos aos encargos setoriais CDE e P&D/PEE, conforme Submódulo 5.6 do PRORET. 

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