PRORET — Proret Submod 4.2A V 1.0C aren20221003

## **ANEXO XXXIV** 

**Módulo 4: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição Submódulo 4.2A** 

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

**Versão 1.0 C** 

## **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. 

## **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. 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. 

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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. 

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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, e pode ocorrer o lançamento da cobertura no cálculo da CVA em processamento, ainda que não haja faturas associadas, nas datas projetadas para o contrato em análise – o valor de pagamento é zero. 

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

O Método 3 é empregado quando ocorrem alterações de valores de despesas e não houverem 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 base para o faturamento dos componentes da CVA disponibilizadas pelos agentes responsáveis: ANEEL, CCEE e ONS. 

19. A SGT encaminhará o memorial de cálculo do saldo da CVA para a distribuidora em D-45, tendo a empresa até D-20 para propor os ajustes em datas de pagamentos e valores em função do efetivo faturamento observado. 

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. 

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 podendo ou não ser sincronizados com a apuração da CVA. 

## **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 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 previsão 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. 

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

24. Os dados de pagamento são determinados pelo emprego das informações de lançamento do débito e a respectiva data de quitação conforme valores definidos pela ANEEL em resolução específica. Como regra geral, o pagamento é realizado no 10º (décimo) dia do mês subsequente ao mês de competência da cota. Quando a data de pagamento ocorrer em fim de semana ou feriado nacional, o pagamento é realizado no dia útil subsequente. 

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_CDEm[USO] : valor do duodécimo da cota da CDE Uso, definida pela ANEEL em resolução específica, referente ao mês de competência m; 

CT_CDEm[USO] : 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_CDEm[ENERGIA] : valor do duodécimo da cota da CDE Energia, definida pela ANEEL em resolução específica, referente ao mês de competência m; e 

CT_CDEm[ENERGIA] : 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: 

mês de processo tarifário ⇒ CT_CDEm[T] 

onde: 

D: quantidade de dias do mês do processo tarifário da distribuidora; 

m: índice para o mês do ano civil, sendo m  {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 determinados pelo emprego das informações de lançamento do débito e a respectiva data de quitação conforme valores definidos pela ANEEL em resolução específica. Como regra geral, o pagamento é realizado no 10º dia do mês anterior ao mês de competência da cota. Quando a data de pagamento ocorrer em fim de semana ou feriado nacional, o pagamento deve ser realizado no dia útil subsequente. 

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: 

## **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_ENCARGOS a,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”. 

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 sitio 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_EER, dividida por 12. 

44. Para a definição da cobertura tarifária de ESS e de EER, efetua-se distribuição proporcional da previsão mensal em função dos valores considerados no pagamento para o respectivo mês, conforme regras a seguir: 

## (i) Para o subcomponente ESS: 

CT_ESSa[m ] 

## (ii) Para o subcomponente EER: 

O saldo da CVA 5º dia útil referente ao ESS/EER será obtido conforme a seguinte fórmula: 

- (i) Para o subcomponente ESS: 

- (ii) Para o subcomponente EER: 

45. Para a previsão tarifária do ESS/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_EER[m] 

## **4.2. APLICAÇÃO DO MÉTODO 2** 

## **4.2.1. TRANSPORTE DE ITAIPU** 

46. 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. 

47. 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. 

48. 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. 

49. Os dados de pagamento são determinados pelo emprego das informações de lançamento do débito e a respectiva data de quitação conforme valores definidos pela ANEEL em resolução específica. O pagamento mensal da potência contratada é realizado em três parcelas iguais, que, como regra geral, é efetuado nos dias 15 e 25 do mês subsequente ao mês de competência e no dia 5 do segundo mês 

subsequente ao mês de competência. Quando a data de pagamento ocorrer em fim de semana ou feriado nacional, o pagamento deve ser realizado no dia útil subsequente. 

50. 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. 

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

## onde: 

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

PIS_COFINS_TI[m] : soma das alíquotas dos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público – PIS/Pasep – e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social, COFINS, relativas ao transporte de UHE Itaipu, 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. 

52. 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** 

53. 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. 

54. 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. 

55. 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. 

56. Os dados de pagamento são determinados pelo emprego das informações de lançamento do débito e a respectiva data de quitação conforme valores de Guia de Recolhimento à União (GRU), emitida pela Aneel. 

57. O pagamento mensal da CFURH é realizado em uma única parcela, que, como regra geral, é efetuado no dia 10 do mês subsequente ao mês de competência. Quando a data de pagamento ocorrer em fim de semana ou feriado nacional, o pagamento deve ser realizado no dia útil subsequente. 

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: 

TAR[m] : tarifa atualizada de referência, definida pela ANEEL em resolução específica, vigente no 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: 

mês de processo tarifário ⇒ TAR_CT[m] 

## **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; 

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

(iv) Valores do Adicional de Encargo de Uso do Sistema de Transmissão – ADCEUST e a Parcela de Ineficiência por ultrapassagem - PI, informados através dos Avisos de Débito -  AVD, observando a Contratação Eficiente. 

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 médio efetivo, associado às despesas de Rede Básica, para cada posto tarifário, que é dado pela relação entre despesas e montante de uso do sistema de transmissão (MUST) 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. 

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; 

RB_COBItaipu[m] : 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; 

MUSTponta[m] : 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; 

ADCEUSTponta[m] : Adicional de Encargo de Uso do Sistema de Transmissão para o período de ponta, em R$, apurado pelo ONS e informado através do AVD para o mês de competência m; e 

PIponta[m] : Parcela de ineficiência por ultrapassagem para o período de ponta, em R$, apurado pelo ONS e informado através do AVD para o 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; 

MUSTfponta[R] : 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; 

ADCEUSTfponta[m] : Adicional de Encargo de Uso do Sistema de Transmissão para o período fora de ponta, em R$, apurado pelo ONS e informado através do AVD para o mês de competência m; e 

PIfponta[m] : Parcela de ineficiência por ultrapassagem para o período fora de ponta, em R$, apurado pelo ONS e informado através do AVD para o 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 ⇒ TMRBPST[m] 

𝑚−1 × (𝛿−1) + 𝑇𝑀𝑅𝐵𝑃𝑆𝑇𝑚+1 × (𝐷−𝛿+ 1) (17)[𝑇𝑀𝑅𝐵][𝑃𝑆𝑇] 

𝐷 

onde: 

PST: conjunto dos postos tarifários ponta e fora de ponta. 

70. Para o cálculo da despesa de ponta, considera-se: 

(i)  Encargo de uso do sistema de transmissão – EUST – arrecadado por meio da TUSTRB no período de ponta; 

(ii)  EUST arrecadado por meio da TUSTFR no período de ponta; 

(iii)  Cota do EUST relativo à utilização da Rede Básica pela UHE Itaipu; 

(iv)  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; 

(v)  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; 

(vi)  Parcela Variável da Rede Básica Fronteira; e 

- (vii)  Parcela Variável da Rede Básica. 

71. Para o cálculo da despesa de fora ponta, considera-se: 

- (i)  EUST arrecadado por meio da TUSTRB no período de fora ponta; e 

- (ii)  EUST arrecadado por meio da TUSTFR no período de fora ponta. 

72. O PIS/PASEP e COFINS associados às despesas de EUST, quando não incluído na respectiva tarifa de uso do sistema de distribuição, são considerados na apuração dos pagamentos da Rede Básica, proporcionalmente as despesas, nos postos ponta e fora ponta. 

73. O ONS emite mensalmente os Avisos de Débito (AVD) – 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 ás centrais geradoras conectadas em sua rede no nível de tensão 138 kV e 88 kV. Com base nestas informações, as transmissoras emitem as faturas a serem pagas pelos agentes de distribuição. 

74. Para fins de apuração dos pagamentos a serem considerados na CVA de Rede Básica, as informações serão obtidas por meio dos AVD emitidos pelo ONS. 

75. Quando houver faturamento retroativo dos itens citados nos parágrafos 70 e 71, o repasse tarifário dar-se-á apenas quando se tratar de faturamento com competência posterior à celebração de aditivo do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST –, sujeito à apresentação dos documentos comprobatórios pela concessionária. 

76. O pagamento é realizado em três parcelas, nos dias 15 e 25 do mês subsequente ao mês de competência e no dia 5 do segundo mês subsequente ao mês de competência. Quando a data de pagamento ocorrer em fim de semana ou feriado nacional, o pagamento deve ser realizado no dia útil subsequente. 

77. As tarifas de Rede Básica para os períodos de ponta e fora ponta são obtidas conforme as seguintes fórmulas: 

## (i) Posto ponta: 

TRB_ponta[m ] = (EUSTRBponta[m ] + EUSTRBFponta[m] + RBItaipu[m ] + TUSDg_ONS[m] + TUSDg_T[m] +PA_RB_F[m ] +PV_RB[m ] + PV_RB_F[m ] + PR_EUSTRBponta[m] + PR_EUSTRBFponta[m] ) X (1 + PIS_COFINS[m] /TOTAL AVD TRIB[m] ) / MUSTponta[m] (18) 

## onde: 

TRB_ponta[m] : tarifa média de rede básica no posto ponta relativa à utilização da Rede Básica no período de ponta, em R$/MW, verificado no mês de competência m; 

EUSTRBponta[m] : encargo de uso do sistema de transmissão arrecadado por meio da TUSTRB no período de ponta, em R$, verificado no mês de competência m; 

PR_EUSTRBponta[m] : pagamento retroativo de encargo de uso do sistema de transmissão arrecadado por meio da TUSTRB no período de ponta, em R$, verificado no mês de competência m; 

EUSTRBFponta[m] : encargo de uso do sistema de transmissão arrecadado por meio da TUSTFR no período de ponta, em R$, verificado no mês de competência m; 

PR_EUSTRBFponta[m] : pagamento retroativo de encargo de uso do sistema de transmissão arrecadado por meio da TUSTFR no período de ponta, em R$, verificado no mês de competência m ; 

RBItaipu[m] : despesa relativa ao uso da Rede Básica pela UHE Itaipu, em R$, verificada no mês de competência m; 

TUSDg_ONS[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$, verificado no mês de competência m; 

TUSDg_T[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$, verificado no mês de competência m; 

PA_RB_F[m] : Parcela de Ajuste de Fronteira, em R$, verificado no mês de competência m; 

PV_RB[m] : Parcela Variável da Rede Básica, em R$, verificado no mês de competência m; 

PV_RB_F[m] : Parcela Variável da Rede Básica Fronteira, em R$, verificado no mês de competência m; TOTAL AVD TRIB[m] : Valor total do AVD com tributos, em R$, verificado no mês de competência m; 

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

MUSTponta[m] : montante de uso do sistema de transmissão para o período de ponta, em MW, informado pela SGT para o mês de competência m; deve-se observar se o pagamento retroativo exige ajuste de montante. 

## (ii) Posto fora ponta: 

onde: 

TRB_fponta[m] : tarifa média de rede básica no posto fora de ponta relativa à utilização da Rede Básica no período de fora de ponta, em R$/MW, verificado no mês de competência m; 

EUSTRBfponta[m] : encargo de uso do sistema de transmissão arrecadado por meio da TUSTRB no período fora de ponta, em R$, verificado no mês de competência m; 

EUSTRBFfponta[m] : encargo de uso do sistema de transmissão arrecadado por meio da TUSTFR no período fora de ponta, em R$, verificado no mês de competência m; 

PR_EUSTRBfponta[m] : pagamento retroativo do encargo de uso do sistema de transmissão arrecadado por meio da TUSTRB no período fora de ponta, em R$, verificado no mês de competência m; 

PR_EUSTRBFfponta[m] : pagamento retroativo do encargo de uso do sistema de transmissão arrecadado por meio da TUSTFR no período fora de ponta, em R$, verificado no mês de competência m; 

PIS_EUST_fponta[m] : montante de PIS/COFINS, em R$, relativo encargo de uso do sistema de distribuição do período de fora de ponta, no mês de competência m; e 

MUSTfponta[m] : 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; deve-se observar se o pagamento retroativo exige ajuste de montante. 

78. Os montantes informados pela SGT serão distribuídos em três parcelas iguais nas respectivas datas de pagamento, conforme item 76, por meio de um fator de alocação de montantes, FPMP, de valor padrão um terço (1/3). 

79. Nas situações em que os pagamentos não forem iguais, cabe a distribuidora informar o fator de alocação de montantes nas datas de pagamento. 

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

## **4.2.4. COMPRA DE ENERGIA** 

81. 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. 

82. 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: 

## 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$. 

83. 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. 

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

85. 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. 

86. 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. 

87. 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 ⇒ 

88. 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: 

89. 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; 

E[req] m: energia requerida pela distribuidora no mês “m”, em MWh; 

M: conjunto dos meses que compõe o cálculo do saldo da CVA de energia; 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. 

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

Ea,m[su] : montante de energia elétrica faturada a outras empresas de distribuição para revenda a consumidores finais pela concessionária “a” no mês “m”, em MWh; e 

PROpam[SU] : energia de PROINFA correspondente às supridas da concessionária “a” no mês “m”, em MWh. 

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

91. O preço de repasse médio dos contratos de compra de energia, utilizado na valoração de glosa de perdas e nos cálculos do resultado do MCP e da sobrecontratação de energia ou da exposição do MCP, PRM será obtido pela aplicação da seguinte fórmula: 

## onde: 

e ∈ CCEE = contratos modelados na CCEE; e 

e ∉ CCEE = contratos não modelados na CCEE. 

92. Na formação do preço médio dos contratos de compra de energia, de que trata o parágrafo anterior, para os valores com competência a partir de janeiro de 2015, não deverão ser incluídos os efeitos dos riscos hidrológicos e da energia secundária associados à contratação de Itaipu Binacional, das cotas de garantia física de energia definidas para as usinas hidrelétricas cujas concessões foram prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013 e dos CCEAR celebrados com usinas hidrelétricas. 

93. 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: 

PDm[IRT] : perdas no sistema de distribuição para o mês “m”, calculada pela multiplicação de mercado do mesmo período e o percentual de perdas da distribuição do processo tarifário imediatamente anterior ao mês “m”; e. 

PRBm[IRT] : perdas na rede básica do SIN para o mês “m”, calculada pela multiplicação de mercado do mesmo período e o percentual de perdas da Rede Básica do processo tarifário imediatamente anterior ao mês “m”. 

## 94. 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. 

95. 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”. 

96. 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** 

97. 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. 

98. 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. 

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

100. 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. 

101. 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** 

102. 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. 

103. 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. 

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

105. 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. 

106. 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. 

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

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

109. 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. 

110. 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** 

111. 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”. 

112. 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. 

113. 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. 

114. O preço do contrato de Itaipu é regulamentado pelo Decreto nº 4.550, 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. 

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

116. 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** 

117. 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. 

118. 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”. 

119. A partir do preço calculado conforme §118, 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”. 

120. 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. 

121. 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. 

122. 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”. 

123. 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** 

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

125. 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”. 

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

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

128. A partir do preço calculado conforme §125, 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** 

129. Para a definição das datas de pagamentos e do número de parcelas dos contratos de compra de energia, são adotados os seguintes os critérios: 

(i) CCEAR (LEE, LEN, LA): o número de parcelas e as datas de vencimento definidos nos contratos dos leilões de cada produto. 

(ii) MCSD: parcela(s) conforme a modalidade do MCSD e em acordo com o Calendário da Liquidação Financeira disponibilizado pela CCEE. 

(iii) CCEN: parcela única em acordo com o Calendário da Liquidação Financeira de Angra I e II. 

(iv) CCGF: parcela única em acordo com o Calendário da Liquidação Financeira de Cotas de Garantia Física. 

(v) Itaipu: três parcelas nos dias 10, 20 e 30 do segundo mês seguinte ao da competência, ou o primeiro dia útil subsequente se estas recaírem em feriado ou final de semana. 

(vi) Geração distribuída, contratos bilaterais e de suprimento: datas e parcelas informadas pela distribuidora por meio de banco de dados específico. 

130. Para a geração própria e PROINFA, será adotada três parcelas nos dias 15 e 25 do mês seguinte ao da competência, ou o primeiro dia útil subsequente se este recair em feriado ou final de semana, e 5 do segundo mês subsequente ao de competência, ou o primeiro dia útil que suceder se for final de semana ou feriado. 

131. Caberá à distribuidora informar, quando do envio da CVA para a SGT/ANEEL, as datas e parcelas de pagamentos divergentes das do vencimento estabelecidas nesse item. 

## **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, adotam-se três parcelas: 

(i) Dias 15 e 25 do mês seguinte ao da competência, ou o primeiro dia útil subsequente se estes recaírem em feriado ou final de semana; e 

(ii) Dia 5 do segundo mês seguinte ao da competência, ou o primeiro dia útil subsequente se este recair em feriado ou final de semana. 

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) Custos de ESS/EER e de compra de energia apurados pela CCEE por meio do Mecanismo Auxiliar de Cálculo – MAC. 

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

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

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

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

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

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

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

- (x) 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: 

▪ EFm[Nrem] : exposição financeira negativa remanescente da distribuidora no mês “m”; 

▪ EFm[AJrem] : ajuste da exposição residual da distribuidora no mês “m”; e 

AJm[SR ] :rateio das receitas remanescentes do alívio das exposições financeiras no mês “m”. 

140. Para a reversão das receitas de Bandeiras Tarifárias, de que trata o item (i) do parágrafo anterior, deverão ser observados os seguintes procedimentos e critérios: 

(i) Dedução do percentual relativo à incidência do encargo de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D – sobre a receita. 

(ii) Não deverá ser considerada a receita de Bandeira Tarifária 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 §139, 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: 

- (ii) Para o subcomponente EER: 

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: 

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

EECa,m[n] : resultado financeiro da CCEE, em R$, atribuído ao agente “a”, no mês de apuração “m”, evento n; 

EECa,m[n-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 (45). 

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: 

ΔQm: 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: 

## 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_5DUitem[PR] : CVA saldo a compensar do quinto dia útil do processo tarifário anterior ao em cálculo, PR; CVAn[item] : valor faturado da CVA do item no mês n; e 

SELICn: taxa mensal da SELIC acumulada entre o mês n e o mês do Reajuste ou Revisão tarifária. 

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 do Último Reposicionamento Tarifário, 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, ou o que vier a sucedê-lo. 

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

## **7. ASPECTOS COMPLEMENTARES** 

166. Nos casos em que a concessionária, na data contratual do cálculo tarifário, estiver inadimplente com as obrigações intrassetoriais de que trata o art. 10 da Lei n° 8.631, de 4 de março de 1993, os procedimentos de apuração da CVA serão definidos em Submódulo específico do PRORET. 

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

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