PRORET — Proret Submod 3.4 V 1.0C aren20221003

## **ANEXO XXX** 

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

**Submódulo 3.4** 

## **ENCARGOS SETORIAIS** 

**Versão 1.0 C** 

## **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 critérios e procedimentos definidos neste Submódulo são aplicáveis aos reajustes tarifários anuais (RTA) e, no que couber, às revisões tarifárias periódicas (RTP) das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. 

## **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; 

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

vii. Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS. 

## **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 12.783/2013, e regulamentada pelos Decretos nº 4.541/2002, nº 4.970/2004 e 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; (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; e (v) custear os descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica. 

## **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 º 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, plataformas 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 X GH X PERC        (1) 

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, ou o que vier a sucedê-la, 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; 

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 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, ou o que vier a sucedê-las, sendo as seguintes: 

i. para pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico, no mínimo, 0,75%; e 

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. 

## **3.7. ONS** 

18. As Leis n° 9.648/1998 e n° 10.848/2004 e o Decreto n° 5.081/2004, definem as regras de organização e os procedimentos necessários ao funcionamento do Operador Nacional do Sistema (ONS). Tal assunto encontra-se disciplinado pelas Resoluções ANEEL n° 351/1998 e n° 373/1999, ou o que vier a sucedê-la, e Resolução Autorizativa nº 772/2006, e alterações supervenientes. 

19. Com base no orçamento anual do ONS aprovado pela ANEEL, as distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades de coordenação e controle da geração e da transmissão de energia elétrica do SIN. 

## **4. PROCEDIMENTO TARIFÁRIO NA DRA** 

20. O procedimento a ser adotado na data de referência anterior (DRA) em relação a cada encargo setorial, de modo a assegurar a neutralidade dos itens de custos não gerenciáveis da “Parcela A”, corresponde a apurar o valor faturado no período de referência mediante a aplicação do componente tarifário econômico associado ao respectivo encargo setorial, vigente na DRA, ao Mercado de Referência Ajustado, conforme Submódulo 7.3 do PRORET. 

## **5. COBERTURA TARIFÁRIA NA DRP** 

21. A cobertura tarifária na DRP de cada encargo setorial é obtida conforme procedimentos descritos a seguir. 

## **5.1. CDE** 

22. 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_DRP = QuotaAnualCDE            (2) 

## **5.2. PROINFA** 

23. 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_DRP = QuotaAnualdeCusteioPROINFA        (3) 

## **5.3. CFURH** 

24. 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. 

25. 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. 

## **5.4. ESS e EER** 

26. 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, conforme Submódulo 5.4 do PRORET, sendo expressa da seguinte forma: 

ESS_DRP = PrevisãoESS + PrevisãoEER      (4) 

## **5.5. TFSEE** 

27. Corresponde à contribuição anual devida pela concessionária, a ser paga a partir do mês de competência subsequente ao reajuste tarifário, definido pela SGT conforme Submódulo 5.5 do PRORET e homologada por meio de Despacho específico da ANEEL, podendo então ser descrita da seguinte forma: 

TFSEE_DRP = QuotaAnualdaTFSEE      (5) 

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

28. Corresponde ao produto de 1,0% da Receita Operacional Líquida regulatoriamente apurada no reajuste tarifário em processamento, sendo esta igual ao somatório da receita anual econômica na DRP (RA1) 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. 

## **5.7. ONS** 

29. Corresponde à contribuição anual de responsabilidade da concessionária de distribuição, vigente na data do reajuste em processamento, que compõe o orçamento anual do Operador Nacional do Sistema - ONS aprovado pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF, conforme Submódulo 5.8 do PRORET. 

## **6. FLUXOGRAMA DE CÁLCULO DOS ENCARGOS SETORIAIS** 

**----- Start of picture text -----**<br>
Percentual<br>Tarifa Atualizada  Geração Mensal<br>Correspondente à  Compensação Financeira pela Utilização de  de Referência  da Usina<br>Compensação  Recursos Hídricos na DRP Vigente  Hidráulica<br>Financeira (CFURH_DRP = PERC X TAR X GH)<br>(TAR) (GH)<br>(PERC)<br>Previsão de ESS  Previsão de ERR<br>Encargos de Serviços do Sistema na DRP  para o período  para o período<br>(ESS_DRP = PrevisãoESS + PrevisãoEER) de referência  de referência<br>(PrevisãoESS) (PrevisãoERR)<br>Programa de Incentivo à Fontes  Quota Anual<br>Alternativas de Energia Elétrica na DRP Vigente<br> (PROINFA_DRP = QuotaAnualde  (QuotaAnualde<br>CusteioPROINFA) CusteioPROINFA)<br>Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência  Financeiros<br>Energética na DRP Receita Operacional  Associados aos<br>Custo Unitário da<br>(P&D_DRP = 1,3% X ROL – CCC_DRP –  Líquida Encargos CCC,<br>CCC definido em<br>CDE_DRP – RGR_DRP – P&D_DRP –   (ROL) CDE, RGR, P&D<br>Resolução<br>FAEncargos) (FAEncargos)<br>(CustoUnitárioCCC)<br>Mercado Cativo  Conta de Desenvolvimento Energético na  Quota Anual<br>no período de  DRP Vigente<br>referência (CDE_DRP=  QuotaAnualCDE) (QuotaAnualCDE)<br>(MC)<br>Mercado Livre  Conta de Consumo de Combustíveis na<br>no período de  DRP<br>referência  (CCC_DRP = CustoUnitátioCCC x (MC + ML<br>(ML)  + APCL - MBR)<br>Quota Anual de RGR<br> Geração própria de  devida pela distribuidora<br>consumidores livres com  (QuotaAnualdaRGR)<br>autoprodução ou  Reserva Global de Reversão na DRP<br>produção independente  (RGR_DRP = QuotaAnualdaRGR +<br>de energia no período de  AjusteRGRAnoAnterior)) Ajuste da Quota de RGR<br>referência  do Ano Anterior<br>(APCL)  (AjusteRGRAnoAnterior<br>Mercado dos<br>Consumidores Baixa  Contribuição Anual<br>Renda no período de  Taxa de Fiscalização dos Serviços de  devida pela<br>referência Energia Elétrica na DRP (TFSEE_DRP =  distribuidora<br>(MBR)  QuotaAnualdaTFSEE) (QuotaAnualdaTFSEE)<br>Contribuição ao Operador Nacional do  Contribuição<br>Sistema na DRP (ONS_DRP =  Anual Vigente<br>ContribuiçãoONS) (ContribuiçãoONS)<br>Encargos Setoriais na DRP<br>(CustoEncargos_DRP = CCC_DRP + CDE_DRP +  Fim<br>PROINFA_DRP + CFURH_DRP + ESS_DRP +<br>TFSEE_DRP + P&D_DRP + RGR_DRP + ONS_DRP )<br>**----- End of picture text -----**<br>

**Figura 1 – Fluxograma de Cálculo dos Encargos Setoriais em DRP** 

**----- Start of picture text -----**<br>
Mercado de Referência<br>Componentes Tarifários  Ajustado Associado ao<br>Associados ao Encargo  mercado pagante do<br>Setorial  e Encargos Setorial  e<br>( Componentes Tarifáriose ) (Mercado de Referência<br>Ajustadoe)<br>Encargos Setoriais na DRA<br>(CustoEncargos_DRA = ∑(Componentes<br>Fim<br>Tarifáriose X Mercado de Referência<br>Ajustadoe)<br>**----- End of picture text -----**<br>

**Figura 2 – Fluxograma de Cálculo dos Encargos Setoriais em DRA**