PRORET — Proret Submod 12.2 V 1.0C aren20221003

## **ANEXO LXXIII** 

**Módulo 12: Concessionárias de Geração** 

## **Submódulo 12.2** 

**REAJUSTE DA RECEITA ANUAL DE GERAÇÃO DAS USINAS COTISTAS** 

**Versão 1.0 C** 

## **1. OBJETIVO** 

1. Estabelecer os critérios e procedimentos para os processos de reajuste da Receita Anual de Geração (RAG) dos agentes de serviço público de geração de energia elétrica, detentores de outorgas de usinas hidrelétricas enquadradas no regime de cotas de garantia física de energia e potência, e dos designados como responsáveis pela prestação do serviço de geração de energia elétrica nos casos de concessões não prorrogadas até a assunção de novas concessionárias nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013. 

## **2. ABRANGÊNCIA** 

2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se aos processos de reajuste da RAG relativos às usinas hidrelétricas enquadradas no regime de cotas de garantia física de energia e potência, nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013: 

I – cujos contratos de concessão foram prorrogados sob o regime de alocação de cotas de garantia física de energia e de potência; 

II – cujos contratos de concessão foram celebrados em função da realização de licitações para contratação de concessões em regime de alocação de cotas de garantia física de energia e de potência; e 

III – em condições de prestação temporária do serviço de geração de energia elétrica, abrangidas pela Portaria nº 117, de 5 de abril de 2013, do Ministério de Minas e Energia (MME). 

## **3. ASPECTOS GERAIS** 

3. A concessionária receberá a RAG, homologada pela ANEEL, pela disponibilização da garantia física de energia e de potência, doravante mencionada como garantia física, da usina hidrelétrica enquadrada no regime de cotas, a ser paga em parcelas duodecimais e sujeita a ajuste em decorrência do padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica prestado. 

4. A RAG é composta pela parcela associada ao Custo da Gestão dos Ativos de Geração (GAG), que, por sua vez, inclui os custos regulatórios de Operação e Manutenção (O&M), os investimentos em melhorias durante o prazo das concessões (GAG melhorias), o Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI) e a parcela associada aos custos da gestão dos ativos de geração decorrentes de ampliações (GAG ampliação). Ainda, compõem a RAG a parcela de Retorno da Bonificação pela Outorga (RBO); os Encargos de Conexão; os Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão (EUST) ou de Distribuição (EUSD); a parcela de Ajuste pela Indisponibilidade Apurada ou pelo Desempenho Apurado (AjI); os encargos setoriais Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) e Pesquisa e Desenvolvimento (P&D); e eventuais Parcelas de Ajuste. 

5. Os valores dos componentes da RAG serão reajustados anualmente conforme previsto nos contratos de concessão ou na Portaria MME n° 117/2013 e nas normas exaradas pela ANEEL. 

6. A RAG não contempla o montante necessário à cobertura das despesas com as Contribuições Sociais ao Programa de Integração Social (PIS) e ao Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público 

(Pasep), assim como não engloba os valores referentes à provisão da Contribuição Social para o Financiamento da Seguridade Social (Cofins), que são acrescidos na liquidação das usinas cotistas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), conforme Regras de Comercialização. 

7. Os custos relativos à Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH), compensação associada a cada usina hidrelétrica, serão cobrados do gerador pela ANEEL e ressarcidos pelas Distribuidoras na proporção de suas cotas, e não estão inclusos na RAG, sendo considerados na liquidação das usinas cotistas pela CCEE, conforme Regras de Comercialização. 

8. Os valores de RAG estabelecidos no processo de reajuste do ciclo _**t**_ são divulgados por meio de ato emitido pela ANEEL e possuem validade no período de 1º de julho do ano _**t**_ até 30 de junho do ano subsequente para todas as usinas cotistas. 

9. Os valores de RAG para usinas hidrelétricas na condição de prestação temporária do serviço de geração de energia elétrica (prestação temporária) possuem validade no período de 1º de julho do ano _**t**_ até 30 de junho do ano subsequente ou até assunção de concessionária vencedora de licitação dentro desse período. Neste último caso, o valor a ser recebido pelo prestador temporário será proporcional até a data de encerramento da prestação temporária. 

10. Para as usinas hidrelétricas com contratos de concessão prorrogados e para a usina Três Irmãos, há previsão contratual de revisão da RAG a cada cinco anos, sendo que a primeira revisão foi realizada em 2018. 

11. Para as usinas hidrelétricas na condição de prestação temporária do serviço de geração de energia elétrica, a Portaria MME n° 117/2013 prevê a revisão da RAG no quinto ano subsequente ao ano de início da prestação do serviço. 

12. A parcela da garantia física de cada usina hidrelétrica disponibilizada no regime de cotas é estabelecida nos contratos de concessão. Nos casos em que a disponibilização da garantia física não é integral, o percentual de redução é também aplicado nos componentes da RAG, conforme estabelecidos nos contratos de concessão. A Portaria MME n° 117/2013 estabelece a alocação integral da garantia física nos casos de prestação temporária. 

13. A garantia física correspondente às ampliações será alocada integralmente ao Regime de Cotas, conforme previsto nos respectivos contratos de concessão. 

14. O Custo da Gestão dos Ativos de Geração (GAG) comporta os custos regulatórios de operação, manutenção, administração, remuneração e amortização, estando incluídos, entre outros, os custos socioambientais e relativos a demandas da Administração Pública. 

15. Deve-se observar, nos contratos de concessão, se há regras específicas de reajuste dos componentes da RAG nos primeiros anos de vigência. 

16. Caso haja suspensão da situação operacional, o pagamento de parcelas de GAG, nos termos dos regulamentos exarados pela ANEEL, será suspenso durante esse período na proporção da potência instalada afetada pela suspensão. 

17. Nos casos de indenização por investimentos realizados nas usinas hidrelétricas, em períodos de concessão anteriores ao regime de cotas de garantia física, conhecidos e aprovados por ato do Poder Público, desde que haja o reconhecimento de que serão recuperados por via tarifária, terão os valores definidos na RAG com base nos regulamentos exarados pela ANEEL e o valor anualizado será descontado da parcela de GAG Melhorias para os valores devidos conforme estabelecido no Submódulo 12.1 do PRORET. 

18. No cálculo da tarifa associada ao regime de cotas é aplicado o lastro definido no Decreto n° 9.143/2017 ou no que vier a sucedê-lo. Nos casos em que houver a alocação de novas usinas hidrelétricas no regime de cotas na vigência do ciclo _**t**_ , nos processos de reajuste ou revisão das distribuidoras detentoras de cotas subsequentes a essa alteração, eventual alteração de lastro será considerada apenas na cobertura referente às novas usinas hidrelétricas. Para as demais usinas hidrelétricas já outorgadas no regime de cotas na vigência do ciclo _**t**_ , a alteração de lastro, no decorrer do ciclo _**t**_ , será considerada no cálculo da tarifa do ciclo _**t**_ +1. 

## **4. DEFINIÇÕES** 

19. Para este Submódulo, são adotados os seguintes termos e conceitos: 

**Tabela 1 – Termos e Conceitos** 

|**Informação**|**Unidade**|**Definição**|
|---|---|---|
|AjI|R$|Parcela de Ajuste Por Indisponibilidade<br>Apurada oupelo Desempenho Apurado.|
|Ano**_t_**|---|Ano em curso.|
|Ano**_t_**-1|---|Ano anterior ao ano em curso.|
|Ano**_t_**+1|---|Anoposterior ao ano em curso.|
|Ano**_t_**+2|---|Segundo anoposterior ao ano em curso.|
|CAIMI|R$|Custo Anual das Instalações Móveis e<br>Imóveis.|
|CAIMIt|R$|Custo Anual das Instalações Móveis e<br>Imóveispara o ciclo**_t._**|
|CAIMIt−1|R$|Custo Anual das Instalações Móveis e<br>Imóveispara o ciclo**_t_**-1.|
|CCD|---|Contrato de Conexão ao Sistema de<br>Distribuição|
|CCEE|---|Câmara de Comercialização de Energia<br>Elétrica|
|Ciclo**_t_**|---|Compreende o período de 1º de julho do<br>ano**_t_**a 30 dejunho do ano**_t_**+1.|
|Ciclo**_t_**-1|---|Compreende o período de 1º de julho do<br>ano**_t_**-1 a 30 dejunho do ano**_t_**.|
|Ciclo**_t_**+1|---|Compreende o período de 1º de julho do<br>ano**_t_**+1 a 30 dejunho do ano**_t_**+2.|
|CUSD|---|Contrato<br>de<br>Uso<br>do<br>Sistema<br>de<br>Distribuição.|

|**Informação**|**Unidade**|**Definição**|
|---|---|---|
|CUST|---|Contrato<br>de<br>Uso<br>do<br>Sistema<br>de<br>Transmissão.|
|EUSDt|R$|Encargo de Uso do Sistema de Distribuição<br>para o ciclo**_t_**.|
|EUSTt|R$|Encargo de Uso do Sistema de Transmissão<br>para o ciclo**_t_**.|
|GAG|R$|Custo da Gestão dos Ativos de Geração.|
|GAGt|R$|Custo da Gestão dos Ativos de Geração das<br>usinas hidrelétricas para o ciclo**_t_**com<br>contratos de concessão licitados.|
|GAGt−1|R$|Custo da Gestão dos Ativos de Geração das<br>usinas hidrelétricas para o ciclo**_t_**-1 com<br>contratos de concessão licitados.|
|GAGAmpl|R$|Custo da Gestão dos Ativos de Geração<br>decorrente de ampliações executadas nas<br>usinas hidrelétricas|
|GAGAmplt|R$|Custo da Gestão dos Ativos de Geração<br>para o ciclo**_t_**decorrente de ampliações<br>executadas nas usinas hidrelétricas.|
|GAGAmplt−1|R$|Custo da Gestão dos Ativos de Geração para o ciclo**_t_**-1<br>decorrente de ampliações executadas nas usinas<br>hidrelétricas.|
|GAGMelh|R$|Custos de Capital por Investimentos em Melhorias.|
|GAGMelht|R$|Custos de Capital por Investimentos em Melhorias para o<br>ciclo**_t_**.|
|GAGMelht−1|R$|Custos de Capital por Investimentos em Melhorias para o<br>ciclo**_t_** -1.|
|GAGO&M|R$|Custo da Gestão dos Ativos de Geração referente à<br>cobertura dos custos operacionais regulatórios.|
|GAGO&Mt|R$|Custo da Gestão dos Ativos de Geração para o ciclo**_t_**<br>referente à cobertura dos custos operacionais<br>regulatórios.|
|GAGO&Mt−1|R$|Custo da Gestão dos Ativos de Geração para o ciclo**_t_**-1<br>referente<br>aos<br>custos<br>operacionais<br>regulatórios<br>homologados.|
|Garantia<br>Física|MW médio|Garantia Física de Energia e de Potência|
|IPCA|Índice|Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo|
|IVI|%|Índice de Variação da Inflação definido no contrato de<br>concessão.|
|MUSDt|MW|Montante de Uso do Sistema de Distribuição contratado<br>e em vigor no início do ciclo**_t_**.|
|MUSTt|MW|Montante de Uso do Sistema de Transmissão contratado<br>e em vigor no início do ciclo**_t_**.|
|O&M|---|Operação e Manutenção.|
|Operação<br>assistida|---|Período solicitado por concessionária vencedora de<br>licitação da concessão de usina hidrelétrica alocada no<br>regime de cotas em que o prestador temporário continua<br>responsável pela operação da usina durante esse<br>período conforme regras definidas nos editais da licitação<br>e em contratos de concessão.|
|P&D|R$|Encargo setorial Pesquisa eDesenvolvimento.|

|**Informação**|**Unidade**|**Definição**|
|---|---|---|
|Prestação<br>temporária|---|Prestação do Serviço de Geração de Energia Elétrica em<br>caráter temporário com vistas a garantir a continuidade<br>do serviço.|
|RAG|R$|Receita Anual de Geração|
|RAG Inicial|R$|RAG homologada para usina hidrelétrica que foi alocada<br>no regime de cotas na vigência do ciclo**_t_**.|
|RBO|R$|Retorno da Bonificação pela Outorga.|
|RBOt|R$|Retorno daBonificação pela Outorga para o ciclo **_t_**.|
|RBOt−1|R$|Retorno daBonificação pela Outorga para o ciclo **_t_**-1.|
|TFSEE|R$|Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica.|
|TUSDt|R$/kW|Tarifa de aplicação de Uso do Sistema de Distribuição,<br>conforme estabelecido nas Resoluções Homologatórias<br>vigentes das distribuidoras acessadas.|
|TUSTt|R$/kW|Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão homologado<br>pela ANEEL para o ciclo**_t_**.|
|X|%|Fator X definido nos processos de revisão da RAG.|

## **5. PROCEDIMENTOS PARA O REAJUSTE DA RAG** 

## **5.1 REFERÊNCIA DE PREÇOS E ATUALIZAÇÃO MONETÁRIA** 

20. A referência de preços dos valores da RAG, estabelecidos nos processos de reajuste e divulgados por ato emitido pela ANEEL, é julho do ano em curso (ano _**t**_ ). 

21. Para a atualização monetária, o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), publicado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), é considerado como Índice de Variação da Inflação (IVI), conforme pré-estabelecido nos contratos de concessão. 

22. No processo de reajuste, a atualização monetária de valores para referência de julho do ano _**t**_ é realizada multiplicando-se o valor a ser atualizado pelo IVI, que é o resultado da razão entre o número índice de junho do ano _**t**_ e o número índice do mês anterior à data de referência do valor a ser atualizado. 

## **5.2 GAG DAS USINAS COM CONTRATOS DE CONCESSÃO PRORROGADOS, DAS USINAS NA CONDIÇÃO DE PRESTAÇÃO TEMPORÁRIA DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA E DA USINA TRÊS IRMÃOS** 

23. A parcela de GAG para as usinas hidrelétricas com contratos de concessão prorrogados, usina Três Irmãos e usinas na condição de prestação temporária é composta pelas parcelas de GAGO&Mt, de GAGMelht, GAGAmplt e CAIMI. 

24. A parcela de GAGO&M corresponde à cobertura dos custos operacionais regulatórios e seu valor, para o ciclo _**t**_ , é obtido multiplicando-se a parcela de GAGO&M do ciclo _**t**_ -1 pelo resultado da soma ou diferença do IVI com o Fator X, conforme expressão (1). 

## **GAGO&Mt = GAGO&Mt-1 X (IVI ± X)         (1)** 

onde: 

GAGO&Mt: Custo da Gestão dos Ativos de Geração para o ciclo t referente à cobertura dos custos operacionais regulatórios, em R$; 

GAGO&Mt-1: Custo da Gestão dos Ativos de Geração para o ciclo **t** -1 referente aos custos operacionais regulatórios homologados, em R$; 

IVI: Índice de Variação da Inflação definido no contrato de concessão; e 

X: Fator X definido nos processos de revisão da RAG. 

25. O Submódulo 12.1 do PRORET estabeleceu trajetórias de custos operacionais para as usinas hidrelétricas com revisão da parcela de GAGO&M. Para os ciclos de 2018/2019 a 2022/2023 devem ser observados os valores definidos na Audiência Pública n° 16/2017, a preços de julho de 2017, conforme Anexo, e corrigi-los para a referência do ciclo **t** . 

26. O Submódulo 12.1 do PRORET estabeleceu as parcelas anuais de GAGMelh e CAIMI a partir de 2018. As parcelas de GAGO&M, GAGMelh e CAIMI são valores regulatórios revisados a cada cinco anos, com base nas metodologias definidas nos Submódulos 12.1 e 12.3 do PRORET, sendo que os valores revisados são a base de cálculo do processo subsequente da RAG. 

27. A parcela GAGMelh para o ciclo _**t**_ é obtida multiplicando-se o valor da GAGMelh do ciclo _**t**_ -1 pelo IVI, conforme expressão (2). 

## **GAGMelht = GAGMelht-1 X IVI                (2)** 

## onde: 

GAGMelht: Custos de Capital por Investimentos em Melhorias para o ciclo **t** , em R$; GAGMelht-1: Custos de Capital por Investimentos em Melhorias para o ciclo **t** -1, em R$; e IVI: Índice de Variação da Inflação definido no contrato de concessão. 

28. A parcela de CAIMI para o ciclo _**t**_ é obtida multiplicando-se o valor do CAIMI do ciclo _**t**_ -1 pelo IVI, conforme expressão (3). 

**CAIMIt = CAIMIt-1 X IVI                 (3)** 

onde: 

CAIMIt: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis para o ciclo **t** , em R$; CAIMIt-1: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis para o ciclo **t** -1, em R$; e IVI: Índice de Variação da Inflação definido no contrato de concessão. 

29. As ampliações realizadas em aproveitamentos hidrelétricos conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN), mediante ato autorizativo prévio expedido pelo Poder Concedente, terão a respectiva parcela de GAGAmpl reconhecida nos processos de reajuste da RAG. A GAGAmpl inicial será definida de acordo com a metodologia definida no Submódulo 12.4 do PRORET e será a base de cálculo do processo subsequente da RAG. Dessa forma, a parcela GAGAmpl para o ciclo **t** é obtida multiplicando-se o valor do GAGAmpl do ciclo **t** -1 pelo IVI, conforme expressão (4). 

## **GAGAmplt = GAGAmplt-1 X IVI         (4)** 

## onde: 

GAGAmplt: Custo da Gestão dos Ativos de Geração para o ciclo **t** decorrente de ampliações executadas nas usinas hidrelétricas, em R$; 

GAGAmplt-1: Custo da Gestão dos Ativos de Geração para o ciclo **t** -1 decorrente de ampliações executadas nas usinas hidrelétricas, em R$; e 

IVI: Índice de Variação da Inflação definido no contrato de concessão. 

## **5.3 GAG DAS USINAS HIDRELÉTRICAS COM CONTRATOS DE CONCESSÃO LICITADOS A PARTIR DE 2015** 

30. A parcela de GAG para as usinas hidrelétricas com contratos de concessão licitados a partir de 2015 contempla as coberturas de custos operacionais regulatórios e de investimentos em melhorias durante a concessão, conforme as regras definidas na respectiva licitação. Seu valor para o ciclo **t** é obtido multiplicando-se o valor do GAG do ciclo **t** -1 pelo IVI, conforme expressão (5). 

## **GAGt = GAGt-1 X IVI          (5)** 

## onde: 

GAGt: Custo da Gestão dos Ativos de Geração das usinas hidrelétricas para o ciclo **t** com contratos de concessão licitados, em R$; 

GAGt-1: Custo da Gestão dos Ativos de Geração das usinas hidrelétricas para o ciclo **t** -1 com contratos de concessão licitados, em R$; e 

IVI: Índice de Variação da Inflação definido no contrato de concessão. 

31. A base de cálculo de GAG no primeiro reajuste da RAG das usinas licitadas apresenta como referência os valores homologados no leilão e constantes nos anexos dos contratos de concessão. 

## **5.4 RETORNO DA BONIFICAÇÃO PELA OUTORGA (RBO)** 

32. A parcela de RBO é aplicada para as usinas hidrelétricas licitadas, sob outorga onerosa, a partir de 2015, conforme parcela estabelecida nos contratos de concessão. Nos processos de reajuste da RAG, a parcela de RBO para o ciclo **t** é obtida multiplicando-se o valor de RBO do ciclo **t** -1 pelo IVI, conforme expressão (6). 

## **RBOt = RBOt-1 X IVI            (6)** 

## onde: 

RBOt: Retorno da Bonificação pela Outorga da concessão para o ciclo **t** , em R$; RBOt-1: Retorno da Bonificação pela Outorga da concessão para o ciclo **t** -1, em R$; e IVI: Índice de Variação da Inflação definido no contrato de concessão. 

33. A base de cálculo do RBO no primeiro reajuste da RAG das usinas licitadas apresenta como referência os valores homologados no leilão e constantes nos anexos dos contratos de concessão. 

## **5.5 ENCARGOS DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO E DE TRANSMISSÃO** 

34. Os encargos de uso são diferenciados segundo o sistema acessado pelos geradores, que pode ser de distribuição (EUSD) ou de transmissão (EUST), e seus valores para o ciclo **t** são calculados conforme as expressões (7) e (8), respectivamente. 

## **EUSDt = MUSDt X (TUSDt X 1000) X 12                (7)** 

onde: 

EUSDt: Encargo de Uso do Sistema de Distribuição para o ciclo **t** ; em R$; 

MUSDt: Montante de Uso do Sistema de Distribuição contratado e em vigor no início do ciclo **t** , em MW; e 

TUSDt: Tarifa de aplicação de Uso do Sistema de Distribuição, conforme estabelecido nas Resoluções Homologatórias vigentes das distribuidoras acessadas, em R$/kW. 

## **EUSTt = MUSTt X (TUSTt X 1000) X 12                   (8)** 

onde: 

EUSTt: Encargo de Uso do Sistema de Transmissão para o ciclo **t** , em R$; MUSTt: Montante de Uso do Sistema de Transmissão contratado e em vigor no início do ciclo **t** , em MW; e 

TUSTt: Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão homologado pela ANEEL para o ciclo t, em R$/kW. 

35. Serão considerados o MUSD e o MUST contratados nos CUSD e CUST vigentes, respectivamente. 

36. As equações 7 e 8 aplicam-se a todas as usinas hidrelétricas alocadas no regime de cotas, conforme sistema acessado. 

37. Caso haja alteração nos montantes contratados durante o ciclo **t** , a diferença no EUSDt ou EUSTt observada, a partir da data de assinatura de termos aditivos ou de novos CUSD ou CUST, será compensada no ciclo **t** +1 com atualização do valor para referência de julho do ano **t** +1, conforme seção 5.1 deste submódulo. 

38. Caso o gerador possua CUSD/CUST na modalidade carga, o EUSD/EUST para o ciclo **t** será definido com base nos montantes de demanda de potência contratados multiplicados pelas tarifas de aplicação homologadas pela ANEEL, vigentes. Adicionalmente, no ciclo **t** será realizado o ajuste entre valor considerado para o ciclo **t** -1 e os valores efetivamente realizados, incluindo o EUSD/EUST associado ao uso do sistema de distribuição/transmissão de energia elétrica do ciclo **t** -1, com base nas faturas emitidas de junho do ano **t** -1 a maio do ano **t** . 

## **5.6 ENCARGO DE CONEXÃO** 

39. Serão considerados na RAG do ciclo **t** os valores referentes aos encargos de conexão ao sistema de transmissão, quando existentes, que o gerador deverá pagar à concessionária de transmissão durante o ciclo _**t**_ , incluindo eventuais ajustes, conforme resolução homologatória vigente que estabelece as receitas anuais permitidas das concessionárias de transmissão. 

40. Serão considerados na RAG do ciclo _**t**_ os valores referentes aos encargos de conexão ao sistema de distribuição, quando existentes, que o gerador deverá pagar à distribuidora durante o ciclo _**t**_ . O cálculo do valor de cobertura dos custos para o ciclo _**t**_ , que exclui os eventuais ajustes financeiros de ciclos anteriores, será considerado conforme o estabelecido no Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição (CCD). 

## **5.7 PARCELA DE AJUSTE POR INDISPONIBILIDADE APURADA OU PELO DESEMPENHO APURADO** 

41. A RAG das usinas hidrelétricas cotistas será acrescida da Parcela de Ajuste Por Indisponibilidade Apurada ou pelo Desempenho Apurado (AjI) que reflita o atendimento aos padrões de qualidade do serviço de exploração da geração de energia elétrica, de acordo com o disposto nos contratos de concessão e na Resolução Normativa n° 541, de 12 de março de 2013, ou em regulamento superveniente. 

42. A parcela de AjI a ser considerada no ciclo _**t**_ , por usina, é calculada com base na parcela de GAG do ciclo _**t**_ , conforme definição apresentada no Submódulo 12.1 do PRORET, e os parâmetros de indisponibilidade calculados conforme Resolução Normativa n° 541/2013 ou em regulamento superveniente. 

43. A Portaria MME n° 117/2013 estabelece que a parcela AjI seja aplicada para as usinas hidrelétricas em condições de prestação temporária. 

44. Deverão ser observados os períodos de carência para aplicação da parcela AjI, conforme estabelecido na Resolução Normativa n° 541/2013 ou em regulamento superveniente. 

## **5.8 ENCARGOS SETORAIS TAXA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ENERGIA ELÉTRICA E PESQUISA E DESENVOLVIMENTO** 

45. A cobertura para a Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) é calculada com base no Submódulo 5.5 do PRORET e consiste em aplicar a respectiva alíquota sobre a RAG do ciclo _**t**_ , deduzida de encargos setoriais e dos encargos de uso e conexão. 

46. A cobertura para o encargo relativo à P&D, que é calculada com base no Submódulo 5.6 do PRORET, é obtida conforme expressão (9). 

## 𝑪𝒐𝒃𝒆𝒓𝒕𝒖𝒓𝒂 𝒑𝒂𝒓𝒂 𝑷&𝑫= 𝐑𝐀𝐆 𝐝𝐞𝐝𝐮𝐳𝐢𝐝𝐚 𝐝𝐞 𝐞𝐧𝐜. 𝐬𝐞𝐭𝐨𝐫𝐢𝐚𝐢𝐬 × ( 

onde: 

P&D: Encargo setorial Pesquisa e Desenvolvimento, em R$; e RAG: Receita Anual de Geração, em R$. 

47. Se houver alteração na titularidade da prestação do serviço de geração durante a vigência do ciclo tarifário, inclusive no caso de início ou encerramento da prestação do serviço de geração em caráter temporário, o valor da TFSEE, proporcional ao período remanescente do ciclo, será atribuído ao novo prestador. À antiga concessionária será atribuída a parcela de ajuste da TFSEE, apurada em função da quantidade de dias como titular na competência em que ocorrer essa alteração. 

## **6. RAG INICIAL PARA USINAS ALOCADAS NO REGIME DE COTAS DURANTE A VIGÊNCIA DE UM CICLO TARIFÁRIO** 

48. Nos casos em que as usinas hidrelétricas são alocadas no regime de cotas durante o ciclo _**t**_ , é calculada a RAG Inicial proporcional à vigência no ciclo _**t**_ conforme data definida em contrato de concessão ou na Portaria do Ministério de Minas e Energia (MME) de designação de prestador temporário. 

49. Se a usina hidrelétrica for alocada no regime de cotas, por meio de contratos de concessão licitados em substituição à condição de prestação temporária, deve-se verificar, no contrato de concessão, se há período de operação assistida. Em caso afirmativo, devem ser seguidos os procedimentos que constarem no contrato de concessão e/ou nas regras definidas no edital da respectiva licitação para pagamento das parcelas mensais da RAG para o prestador temporário e para a nova concessionária durante esse período. 

50. No caso definido no parágrafo precedente, serão consideradas, na RAG Inicial da nova concessionária, as coberturas de TFSEE e de P&D homologadas para o prestador temporário no ciclo _**t**_ . As coberturas dos encargos setoriais incidentes sobre as diferenças obtidas da alteração da receita com o estabelecimento da RAG Inicial serão consideradas na RAG das novas concessionárias no ciclo _**t**_ +1 e calculadas conforme seção 5.8 deste Submódulo. 

51. Se a usina hidrelétrica for alocada no regime de cotas na condição de prestação temporária, a parcela de GAG Inicial a vigorar no ciclo _**t**_ , definida com base no valor que consta na Portaria do MME de designação de prestador temporário, será estabelecida na referência de julho do ciclo _**t**_ . 

52. A cobertura da TFSEE referente à RAG Inicial de usina na condição de prestação temporária será considerada na RAG do ciclo _**t**_ +1. Caso a concessionária vencedora de licitação assuma a concessão antes do início do ciclo _**t**_ +1, será apurada a TFSEE relativa ao antigo prestador, proporcional ao período efetivo da prestação temporária do serviço de geração de energia elétrica. 

53. O EUSD, o EUST e/ou os encargos de conexão na RAG Inicial serão calculados com base nas tarifas e na Receitas Anuais Permitidas estabelecidas para o ciclo _**t**_ , e os valores para o ciclo _**t**_ +1 serão calculados conforme as seções 5.5 e 5.6 deste Submódulo. 

54. Para o cálculo de valores proporcionais dos componentes da RAG, aplica-se o _pro rata die_ para o primeiro mês de vigência da RAG Inicial, com base na data de entrada da usina hidrelétrica no regime de cotas e no valor de 1/12 do valor anual. Para os demais meses em que o valor for integral, deverá ser considerado 1/12 do valor anual. 

55. O critério de rateio aplica-se aos demais casos em que valores de componentes da RAG sejam apurados proporcionalmente. 

## **7. PARCELA DE AJUSTE** 

56. A RAG do ciclo _**t**_ poderá ser adicionada ou subtraída de Parcela de Ajuste (PA) que reflita as diferenças na RAG estabelecida em ciclos anteriores. Essas diferenças podem ser oriundas da análise de recursos administrativos, da identificação de erros em cálculos anteriores, ou qualquer outra situação que gere alguma diferença de valor que deva ser tratada no âmbito do reajuste da RAG. 

57. As diferenças citadas são calculadas e atualizadas pelo IVI da referência do ciclo em que ocorreram até julho do ano _**t**_ , exceto passivos referentes à TFSEE, cujo indicador econômico será definido com base na legislação que rege o tributo. 

58. A Parcela de Ajuste é composta pela Parcela de Ajuste antes dos Encargos Setoriais e pela Parcela de Ajuste após os Encargos Setoriais. A Parcela de Ajuste antes dos Encargos Setoriais inclui ajustes referentes à componente da RAG que estão considerados na base de cálculo de encargos setoriais (GAG, RBO, CAIMI, Custo de Transporte, AjI). A Parcela de Ajuste após os Encargos Setoriais inclui ajustes referentes à componente da RAG que não estão compreendidos na base de cálculo de encargos setoriais (TFSEE e P&D). 

## **8. OUTROS PROCEDIMENTOS** 

59. Aplica-se a redução determinada pela Lei n° 13.182/2015 na garantia física das usinas hidrelétricas da concessionária Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf), equivalente ao montante de garantia física destinado aos seus consumidores finais. O percentual de participação desse montante na garantia física total das usinas da Chesf deve ser reduzido da RAG dessas usinas hidrelétricas. 

60. Deve-se observar, nos contratos de concessão, o percentual de garantia física alocado ao regime de cotas, por usina, para o cálculo da tarifa associada a esse regime e se há percentual de redução a ser aplicado nos componentes da RAG, e a partir de qual momento é aplicável. 

61. A usina hidrelétrica Sobradinho, conforme Terceiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão de Geração n° 06/2004, poderá ter a garantia física de energia e de potência alocadas ao regime de cotas, a partir de 10 de fevereiro de 2022. 

62. A tarifa associada ao regime de cotas, calculada no processo de reajuste ou revisão da RAG, é definida com base nos Submódulos 3.2 e 3.2A do PRORET, e utilizada para estabelecer a cobertura nos processos tarifários das concessionárias de distribuição detentoras de cotas de garantia física. O cálculo da tarifa deve contemplar também as usinas com contratos de concessão licitados e usinas na condição de prestação temporária. 

63. Para a estimativa da CFURH e do montante de energia, compreendidos no cálculo da tarifa, deverão ser considerados: 

i) a Tarifa Atualizada de Referência (TAR) para o ano _**t** ,_ homologada pela ANEEL; a alíquota da CFURH, estabelecida na Lei n° 9.648/1998; e o montante de energia, em MWh, alocado no regime de cotas para estimar a CFURH, conforme Resolução n° 67/2001; 

ii) sobre o montante de energia alocada no regime de cotas, em MWh, utilizado no cálculo da tarifa, é aplicado o lastro definido no Decreto n° 7.805/2012, com redação alterada pelo Decreto n° 9.143/2017. 

64. Nos casos de extinção de concessão de usina hidrelétrica alocada no regime de cotas, cessa a cobertura tarifária relativa a essa usina nos processos tarifários de distribuidoras subsequentes à data de extinção da concessão, porém, a tarifa calculada no processo da RAG é alterada somente no processo ordinário subsequente. Cessa a participação da usina hidrelétrica na liquidação das usinas cotistas a partir 

da data de extinção da concessão. Quando da extinção de concessão de usina hidrelétrica alocada no regime de cotas, a CCEE deverá observar os normativos da ANEEL, entre outras questões, afeitos a desligamento e cancelamento de registros de empreendimentos de geração modelados na Câmara. 

65. A Tabela 2 apresenta os prazos a serem observados nos processos de reajuste da RAG. 

**Tabela 2 – Informações periódicas e responsáveis pela disponibilização à SGT/ANEEL** 

|**Ite**<br>**m**|**Informações Periódicas**|**Respons**<br>**ável**|**Prazo**|**Forma de**<br>**disponibiliza**<br>**ção**|
|---|---|---|---|---|
|1|Informações<br>sobre<br>alteração ou celebração<br>de<br>CUSD,<br>não<br>consideradas<br>no<br>processo<br>anterior<br>da<br>RAG,<br>e<br>eventuais<br>informações<br>com<br>possível<br>impacto<br>no<br>cálculo da RAG.|Gerador<br>es|Até 10<br>de<br>junho|Correspondê<br>ncia e correio<br>eletrônico|
|2|Parâmetros<br>de<br>indisponibilidade<br>para<br>apuração da parcela AjI e<br>eventuais<br>valores<br>de<br>indenização<br>a<br>serem<br>considerados na RAG.|SRG|Até 20<br>de<br>junho|Memorando|

## **9. FLUXOGRAMA DE CÁLCULO DO REAJUSTE DA RAG** 

## **ANEXO** 

GAGO&M revisados por usina (Ref. Julho de 2017) 

Fonte: Nota Técnica nº 92/2018-SRM/ANEEL, de 18 de junho de 2018.