PRORET — Proret Submod 4.4 V 1.9 aren20251117

## **Módulo 4: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição** 

## **Submódulo 4.4** 

## **DEMAIS COMPONENTES FINANCEIROS** 

## **Versão 1.9** 

## **1. OBJETIVO** 

1. Elencar de forma exaustiva os Componentes Financeiros que ainda não tenham sido definidos nos demais módulos do PRORET, ou em outros regulamentos, denominados aqui como Demais Componentes Financeiros, DCF, e estabelecer a metodologia de cálculo para fins de apuração do índice de reposicionamento das tarifas, e, onde couber, substituir as metodologias existentes. 

## **2. ABRANGÊNCIA** 

2. São aplicáveis à apuração dos Componentes Financeiros no âmbito dos reajustes tarifários anuais e das revisões tarifárias periódicas das concessionárias de distribuição de energia elétrica. 

## **3. PRINCÍPIOS GERAIS** 

3. Todos os DCF terão um critério para sua admissão no cálculo tarifário, que estão descritos no item 5 deste Submódulo. Quaisquer montantes, faturas ou pleitos que não atenderem o critério de admissibilidade serão desconsiderados. 

4. Quando o critério de admissibilidade se basear em faturas de compra ou venda de serviços, só serão admissíveis aqueles valores que forem aceitos pela Fiscalização da ANEEL. 

5. Como regra geral, para fins de remuneração dos DCF, será utilizada a Taxa de Juros do Sistema Especial de Liquidação e de Custódia (Selic), publicada pelo Banco Central do Brasil (Bacen), acumulada do mês posterior ao da ocorrência do pagamento/recebimento do valor financeiro até o mês anterior ao do processo tarifário da concessionária de distribuição. 

6. Os DCF, calculados conforme item 5 deste submódulo, serão remunerados por meio da seguinte fórmula: 

onde: 

DCF_AT: Valor total do DCF, tipo tp, em unidades monetárias, auditado e validado pela ANEEL, com remuneração pela Taxa Selic; DCFm[tp] : Valor do componente financeiro, tipo tp, em unidades monetárias, auditado e validado pela ANEEL, no mês de competência m; 

SELICD: Taxa Selic diária, publicado pelo Bacen, entre o primeiro dia útil do mês posterior ao do pagamento/recebimento do valor financeiro pela concessionária (m + 1) até o último dia útil do mês anterior ao do seu reajuste ou revisão tarifária (n - 1); tp : tipo do componente financeiro, conforme regras deste submódulo; e M : conjunto de meses analisados. 

7. Para a Taxa Selic diária não disponíveis na data de conclusão da instrução do processo pela área técnica, será replicado o último valor publicado pelo Bacen. 

8. Para fins de cálculo dos DCF, período de referência corresponde aos dozes meses anteriores ao mês do reajuste ou revisão tarifária em processamento. 

9. Caso não haja tempo hábil para se obter os dados mensais necessários para realizar quaisquer cálculos deste submódulo, o valor será estimado com base nos valores realizados no mês imediatamente anterior. 

10. Os valores estimados com base neste parágrafo serão considerados finais, não cabendo ajuste posterior pela apuração efetiva do item. 

## **4. LISTAGEM DOS DEMAIS COMPONENTES FINANCEIROS** 

11. Serão considerados como DCF os seguintes itens: 

i. Garantias financeiras de CCEARs; 

ii. Penalidade por descumprimento da meta de Universalização; 

iii. Compensação por violação de limites de continuidade; 

- iv. Neutralidade dos encargos setoriais; 

- v. Neutralidade da Parcela A; 

- vi. Descasamento da TUSD Geração; 

- vii. Descasamento da TUSD Distribuição; 

viii. Descasamento das tarifas de permissionárias; 

- ix. Recálculo de processo tarifário anterior; 

- x. Suprimento fora da faixa de tolerância; e 

- xi. Previsão de Risco Hidrológico; e 

xii. Ajuste modicidade CDE Eletrobras; e 

xiii. Multas contratuais e créditos não devolvidos a consumidores (Art. 141, 142, 168 e 171 da REN 1000/21 e cláusula de rescisão contratual dos CCEAR). 

xiv. Restituição de cobertura tarifária (CDE-Escassez Hídrica) 

xv. Antecipação de recebíveis (MP 1.212/2024) 

12. Somente os DCF listados acima poderão ser considerados na forma definida neste Submódulo, não admitido outro tipo de cálculo ou metodologia de apuração, ainda que se trate de assunto correlato ou semelhante. 

13. Apenas componentes financeiros definidos nos procedimentos de regulação tarifária ou em regulamentação específica poderão ser considerados para fins de reajuste e revisão das tarifas. 

## **5. DEFINIÇÃO E METODOLOGIA DE CÁLCULO** 

## **5.1. GARANTIAS FINANCEIRAS DE CCEARS** 

## **5.1.1. DEFINIÇÃO** 

14. Repasse dos custos decorrentes da liquidação e custódia das garantias financeiras previstas nos contratos de que tratam os art. 15 (geração distribuída por chamada pública), art. 27 (CCEAR de leilões de energia nova e existente) e art. 32 (leilões de ajuste) do Decreto nº 5.163/2004. 

## **5.1.2. VALORES ADMISSÍVEIS** 

15. Faturas pagas dentro do Período de Fiscalização e referentes aos custos com Garantias Financeiras previstos nos contratos de que tratam os art. 15, art. 27 e art. 32 do Decreto nº 5.163/2004, devidamente fiscalizados. 

## **5.1.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO** 

16. O DCF da Garantia CCEAR será igual ao somatório dos montantes validados pela fiscalização, conforme a seguinte fórmula: 

onde: 

GFINm: Custos fiscalizados, em unidades monetárias, relativos à liquidação e custódia das garantias financeiras, no mês de competência m, para o conjunto de contratos com repasse admissível; 

GFINe,m: Custo fiscalizado, em unidades monetárias, relativo à liquidação e custódia das garantias financeiras, no mês de competência m, para o contrato “e”; 

E: Conjunto de contratos com repasse admissível. 

## **5.2. PENALIDADE POR DESCUMPRIMENTO DE META DE UNIVERSALIZAÇÃO** 

## **5.2.1. DEFINIÇÃO** 

17. Trata-se da penalidade instituída pelo art. 14, §8º, da Lei nº 10.438/2002, regulamentada pela Resolução nº 223/2003, a ser aplicada nas tarifas das distribuidoras de energia elétrica que descumprirem as metas de universalização. 

18. O repasse deste DCF ocorrerá no processo tarifário seguinte à decisão administrativa da ANEEL pela aplicação da penalidade por descumprimento das metas, conforme metodologia definida a seguir. 

## **5.2.2. VALORES ADMISSÍVEIS** 

19. As informações necessárias para apuração do redutor tarifário - como as metas de universalização e o total de pedidos de atendimento não realizados -  serão apuradas e informadas pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE). 

## **5.2.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO** 

20. A penalidade imposta à distribuidora é calculada por meio de um fator redutor, cuja fórmula está descrita a seguir: 

## **Redutor = INC_MPU** X **RP%** X **EOC** X **BRL** 

(3) 

## onde: 

INC_MPU: índice de não cumprimento das metas do plano de universalização apurado pela fiscalização; 

Meta: total de pedidos de fornecimento que se enquadrem nos critérios de atendimento no âmbito da universalização, a serem realizados de acordo com os Programas Anuais; 

RP %: taxa de Remuneração de Capital Próprio Regulatória definida na Revisão Tarifária subsequente à apuração das metas; EOC: Estrutura Ótima de Capital Próprio definido na Revisão Tarifária subsequente à apuração das metas; e 

BRL: Base de Remuneração Líquida definida na Revisão Tarifária subsequente à apuração das metas. 

21. O valor redutor deve ser limitado pelo Valor do Retorno Total do Capital, relacionado ao custo estimado dos ativos correspondentes ao atendimento das ligações não realizadas, obtido pela seguinte fórmula: 

## onde: 

WACC: Custo Médio Ponderado do Capital; 

T: carga tributária efetiva; 

TNRi: número total de ligações não realizadas no período fiscalizado considerando as metas estabelecidas por tipo de meta; CUSTOi: é o custo de uma ligação de unidade consumidora para fins de universalização por tipo de meta, a ser definido para cada concessionária pela ANEEL no ano em que ocorrer a apuração das metas; 

22. A penalidade também deverá ser limitada a 2% do faturamento da distribuidora nos 12 meses anteriores à publicação do Despacho que informar a apuração do número de pedidos de fornecimento não atendidos. 

23. O valor do DCF de penalidade por descumprimento de meta de universalização deverá ser dividido em parcelas iguais ao longo do ciclo tarifário até a próxima Revisão Tarifária Periódica, conforme fórmula a seguir: 

𝐏𝐃𝐌𝐔=[𝐦𝐢𝐧 (𝐑𝐞𝐝𝐮𝐭𝐨𝐫; 𝐋𝐢𝐦𝐢𝐭𝐚𝐝𝐨𝐫; 𝟎, 𝟎𝟐× 𝐅𝐀𝐓)] (5) 

𝐧 

## onde: 

PDMU: parcela da penalidade por descumprimento da meta de universalização, em unidades monetárias; FAT: faturamento da distribuidora nos 12 meses anteriores à publicação do Despacho que informar a apuração do número de pedidos de fornecimento não atendidos, obtido no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica (SAMP) e deverá incluir as receitas de fornecimento, suprimento e de uso; e 

n: é igual ao número de procedimentos tarifários até a Revisão Tarifária Periódica subsequente. 

## **5.3. COMPENSAÇÃO POR VIOLAÇÃO DE LIMITES DE CONTINUIDADE** 

## **5.3.1. DEFINIÇÃO** 

24. Repasse aos consumidores da compensação financeira recebida pelas distribuidoras devido a violação dos limites de continuidade nos pontos de conexão dos acessos à rede de outras distribuidoras, conforme item 6.1.5.2 do Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. 

## **5.3.2. VALORES ADMISSÍVEIS** 

25. O valor da compensação financeira devido a violação dos limites de continuidade pela distribuidora acessada, para fins de apuração do DCF da distribuidora acessante, será informado pela SRD, descriminado por mês de competência, distribuidora acessada e acessante. 

## **5.3.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO** 

26. O DCF será calculado, para o período de referência, conforme fórmula a seguir: 

𝐂𝐨𝐦𝐩𝐂𝐨𝐧𝐭𝐦 = −∑𝐂𝐨𝐦𝐩𝐂𝐨𝐧𝐭𝐝 (6) 𝐝∈𝐃 

## onde: 

CompContm: Valor total da compensação financeira, em unidades monetárias, recebida pela concessionária de distribuição acessante, no mês de competência m; 

CompContd: valor da compensação financeira, em unidades monetárias, recebida pela concessionária de distribuição acessante, no mês de competência m, referente à distribuidora acessada d; e 

D: conjunto de distribuidoras acessadas pela distribuidora acessante. 

## **5.4. NEUTRALIDADE DOS ENCARGOS SETORIAIS** 

## **5.4.1. DEFINIÇÃO** 

27. Este DCF é resultante do aditivo ao Contrato de Concessão, firmado em 2010, que alterou a forma de cálculo dos processos tarifários ordinários para assegurar a neutralidade dos Encargos Setoriais da “Parcela A”. 

28. Os encargos setoriais vigentes são: Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, Encargo de Serviços do Sistema – ESS, Encargo de Energia de Reserva – EER, Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE, Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS e Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 

29. A neutralidade dos encargos setoriais é calculada com relação à variação de mercado no período de referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada encargo e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior. 

## **5.4.2. VALORES ADMISSÍVEIS** 

30. As informações utilizadas para o cálculo da neutralidade dos encargos setoriais são relativas ao mercado faturado, informado pelas distribuidoras no SAMP, e às componentes tarifárias dos encargos setoriais calculadas e publicadas pela ANEEL, conforme Módulo 7 do PRORET. 

## **5.4.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO** 

31. A Neutralidade dos Encargos Setoriais é calculada, para o período de referência, conforme fórmula abaixo: 

## onde: 

NEUTm: Neutralidade dos encargos setoriais, em unidades monetárias, no mês de competência m, modulado conforme perfil de faturamento do encargo no período de referência; 

FATm[e] : Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao encargo setorial “e”, vigentes na Data de Referência Anterior (DRA), ao Mercado de Referência, conforme submódulo 7.3, no mês de competência m; CTm[e] – Valor considerado no processo tarifário anterior a título de cobertura tarifária do encargo setorial “e”; M: período de referência, correspondente aos dozes meses anteriores ao reajuste ou revisão tarifária. E: conjunto de encargos setoriais vigentes. 

## **5.5. NEUTRALIDADE DA PARCELA A** 

## **5.5.1. DEFINIÇÃO** 

32. Este DCF é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e pelo aditivo contratual aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016, que estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a Parcela “A”. Portanto, esse componente financeiro é somente aplicável nos reajustes tarifários anuais e nas revisões tarifárias periódicas das concessionárias de distribuição de energia elétrica prorrogadas nos termos do Decreto n° 8.461/2015  ou que assinaram o termo aditivo ao contrato de concessão, aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016. 

33. Os itens da Parcela “A” estão definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET. 

34. A Neutralidade é calculada considerado as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados de cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados nos Reposicionamento Tarifário anterior. 

35. Os valores faturados serão calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo se o cálculo for a de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa derivada especificamente para este fim. Os valores contemplados serão especificados por item da Parcela A, conforme definidos neste submódulo. 

36. Todos os componentes financeiros relacionados à Parcela A, incluindo os Demais Componentes Financeiros, o CVA saldo a compensar, bem como o financeiro de neutralidade, serão considerados como itens da Parcela A e terão seus valores neutralizados conforme descrito nesta seção. 

37. Somente os componentes tarifários de Parcela A serão considerados no cálculo da neutralidade. 

38. A CVA, será neutralizada por meio do cálculo do CVA saldo a compensar, não sendo aplicável os cálculos dispostos nesta seção para sua neutralidade. 

39. A Neutralidade da Parcela A é calculada com relação à variação de mercado no período de referência, consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada item da Parcela A e os respectivos valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior. 

40. A Neutralidade dos itens da Parcela A será subdividida em duas categorias: 

- i. Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa; 

- ii. Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável; 

41. Os itens da Parcela A com Neutralidade de natureza fixa são: Encargos Setoriais, Encargos de Conexão dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, os componentes financeiros relacionados à Parcela A,  a parcela relativa ao custeio do ONS da TUSDg e a parcela relativa ao fluxo de exportação para a rede básica da TUSDg, ambas aplicáveis às centrais geradoras conectadas ao nível de tensão de 138KV ou 88 KV, e a despesa relativa ao uso da Rede Básica pela UHE Itaipu. 

42. Os itens da Parcela A com Neutralidade de natureza variável são: Custo de Aquisição de Energia, Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas Irrecuperáveis. 

43. O cálculo da Neutralidade dos itens de natureza fixa será padronizado e todos os componentes terão a mesma equação, conforme metodologia definida. 

44. O cálculo da Neutralidade dos itens de natureza variável considerará as especificidades de cada componente, conforme metodologia definida. 

45. Com exceção da Neutralidade dos encargos setoriais, a Neutralidade será calculada apenas a partir do último dia do mês de assinatura do aditivo ao contrato de concessão, nos termos do Despacho nº 2.194/2016, limitado ao período de referência, ou seja, dos últimos 12 meses. 

46. Todos os itens de neutralidade serão calculados considerando até o mês anterior ao do reajuste ou revisão. Os valores referentes ao mês de reajuste ou revisão serão considerados no próximo processo tarifário. 

## **5.5.2. VALORES ADMISSÍVEIS** 

47. As informações utilizadas para o cálculo da neutralidade dos itens de Parcela A são relativas ao mercado faturado, informadas pelas distribuidoras no SAMP, e às componentes tarifárias calculadas e publicadas pela ANEEL, conforme Módulo 7 do PRORET. 

## **5.5.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO - NATUREZA FIXA** 

48. A Neutralidade dos Itens de Cobertura Tarifária de natureza fixa do mês m é calculada, para o período de referência, conforme fórmula abaixo: 

_onde:_ 

𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑓𝑖𝑥𝑎,𝑖,𝑚 : Neutralidade da do item “i” da Parcela “A” com natureza fixa do mês m, em unidades monetárias ; 

𝐹𝐴𝑇𝑚𝑖 : Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao item “i” da Parcela “A” com natureza fixa, “i”, estabelecida pelo processo tarifário anterior, ao Mercado de Referência, conforme submódulo 7.3, no mês de competência m; 

𝐶𝑇𝑖 : Valor considerado no processo tarifário anterior a título de cobertura tarifária do item “i” da Parcela “A” com natureza fixa; 

𝑀 : período de referência, correspondente aos dozes meses anteriores ao reajuste ou revisão tarifária. 

49. Para o cálculo da Neutralidade dos Componentes Financeiros, a apuração do valor será realizada por componente tarifário. 

50. A componente tarifária utilizada para o cálculo do valor faturado para a Neutralidade dos Componentes Financeiros será realizada subtraindo-se a tarifa de base CVA e a tarifa de base econômica da tarifa de aplicação. 

## **5.5.4. METODOLOGIA DE CÁLCULO – AQUISIÇÃO DE ENERGIA** 

51. A Neutralidade do Custo de Aquisição de energia do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo: 

onde: 

ERA−1,m : Energia requerida considerando o mercado de fornecimento e suprimento do mês m do período de referência, aplicando os parâmetros de perda regulatória do processo anterior; 

TMA−1 : Tarifa média de repasse do processo anterior; e 

FATenergia,m : Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao Custo de Aquisição de Energia, Perda Técnica, Perda não Técnica, Perda de RB sobre o mercado Cativo, Perda de RB sobre o Mercado de Referência para o mês m. 

## **5.5.5. METODOLOGIA DE CÁLCULO – USO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO** 

52. A Neutralidade do Uso dos Sistemas de Transmissão contempla os Encargo de Uso associados a TUSDg e o MUST Itaipu. 

53. A Neutralidade do Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo: 

## 𝑵𝒆𝒖𝒕𝒓𝒂𝒍𝒊𝒅𝒂𝒅𝒆𝒓𝒃,𝒎 = (𝑻𝑴𝑹𝑩𝒑𝒐𝒏𝒕𝒂 𝒙  𝑴𝑾𝒑𝒐𝒏𝒕𝒂,𝒎 + 𝑻𝑴𝑹𝑩𝒇𝒑𝒐𝒏𝒕𝒂 𝒙  𝑴𝑾𝒇𝒑𝒐𝒏𝒕𝒂,𝒎 − 𝑭𝑨𝑻𝒓𝒃,𝒎) (10) 

## _onde:_ 

𝑇𝑀𝑅𝐵𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 , 𝑇𝑀𝑅𝐵𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 : Tarifa média de Cobertura Tarifária de Rede Básica, respectivamente no posto de ponta e fora de ponta, aplicável ao período de referência, expressa em R$/kW.mês e determinada no processo tarifário anterior ao do cálculo da Neutralidade; 

𝑀𝑊𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎,𝑚 , 𝑀𝑊𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎,𝑚 : Montante contratado de EUST respectivamente no posto de ponta e fora de ponta, do mês m do período de referência; e 

𝐹𝐴𝑇𝑟𝑏,𝑚 : Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao EUST Nodal, EUST Fronteira, EUST Itaipu, TUSDg RB e TUSDg ONS ao Mercado de Referência no mês m. 

54. A 𝑇𝑀𝑅𝐵𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 e a 𝑇𝑀𝑅𝐵𝑓𝑝𝑜𝑛𝑡𝑎 são calculadas conforme a equações 14 e 15 do submódulo 4.2 do PRORET. 

## **5.5.6. METODOLOGIA DE CÁLCULO – USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO** 

55. A Neutralidade do Uso dos Sistemas de Distribuição do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo: 

𝑵𝒆𝒖𝒕𝒓𝒂𝒍𝒊𝒅𝒂𝒅𝒆𝑬𝑼𝑺𝑫,𝒎 = ∑𝒅∈𝑫 ∑𝒕 ∈𝑻(𝑻𝑼𝑺𝑫𝒅,𝒕,𝒑 𝒙  𝑴𝑾𝒅,𝒕,𝒑,𝒎 + 𝑻𝑼𝑺𝑫𝒅,𝒕,𝒇𝒑 𝒙  𝑴𝑾𝒅,𝒕,𝒇𝒑,𝒎 + 𝑻𝑼𝑺𝑫𝒅,𝒕,𝑴𝑾𝒉 𝒙  𝑬𝑨𝑪𝑼𝑺𝑫𝒅,𝒕,𝑴𝑾𝒉) − 𝑭𝑨𝑻𝑬𝑼𝑺𝑫,𝒎 (11) 

_onde:_ 

𝑇𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑝 _**,**_ 𝑇𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑓𝑝 _**:** A tarifa EUSD aplicável para a contratação para a distribuidora d, no período de referência, para o nível de tensão t no período de ponta e fora de ponta, respectivamente;_ 

𝑀𝑊𝑑,𝑡,𝑝,𝑚 _**,**_ 𝑀𝑊𝑑,𝑡,𝑓𝑝,𝑚 _**:** Montante faturado de EUSD com a distribuidora d, no mês m do período de referência, no nível de tensão t no período de ponta e fora de ponta, respectivamente, observando a contração eficiente,_ 

𝑇𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑀𝑊ℎ _**e**_ 𝐸𝐴𝐶𝑈𝑆𝐷𝑑,𝑡,𝑀𝑊ℎ,𝑚 _**:** A tarifa EUSD de energia aplicável para a distribuidora d, no mês m do período de referência, no nível de tensão t e a Energia em MWh associada com a mesma; e_ 

𝐹𝐴𝑇𝐸𝑈𝑆𝐷,𝑚 _**:** Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao EUSD ao Mercado de Referência no mês m._ 

## **5.5.7. METODOLOGIA DE CÁLCULO – TRANSPORTE DE ITAIPU** 

56. A Neutralidade de Transporte de Itaipu do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo: 

a) 𝑵𝒆𝒖𝒕𝒓𝒂𝒍𝒊𝒅𝒂𝒅𝒆𝑻𝒓.  𝑰𝒕𝒂𝒊𝒑𝒖,𝒎 = 𝑫. 𝑰.𝒎 𝒙 𝑻𝑻𝑰𝑨−𝟏 −𝑭𝒂𝒕𝑻𝒓.𝑰𝒕𝒂𝒊𝒑𝒖,𝒎 (12) 

_onde:_ 

D. I.m _**:** Demanda de Itaipu correspondente ao mês m, homologadas pela ANEEL;_ 

𝑇𝑇𝐼𝐴−1 _: Tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional considerada no último processo tarifário; e_ 

𝐹𝑎𝑡𝑇𝑟.𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢,𝑚 _**:** Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao transporte de Itaipu aplicado ao mercado de referência no mês m._ 

## **5.5.8. METODOLOGIA DE CÁLCULO – RECEITA IRRECUPERÁVEL** 

57. A Neutralidade de Receita Irrecuperável não será calculada no primeiro processo tarifário após a prorrogações (Lei nº 12.783/2013) ou após a assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão (Despacho nº 2.194/2016). 

58. A Neutralidade de Receita Irrecuperável do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo: 

𝑹𝒆𝒄𝒆𝒊𝒕𝒂 𝑹𝒆𝒂𝒍𝒊𝒛𝒂𝒅𝒂𝒎 + 𝑹𝒆𝒄.  𝒅𝒆 𝑩𝒂𝒏𝒅𝒆𝒊𝒓𝒂𝒔𝒎 𝑵𝒆𝒖𝒕𝒓𝒂𝒍𝒊𝒅𝒂𝒅𝒆𝑹𝑰,𝒎 = (𝟏−𝑰𝑪𝑴𝑺−𝑷𝑰𝑺−𝑪𝑶𝑭𝑰𝑵𝑺) × {∑(𝝆𝑪 𝒄 × 𝑹𝑰𝒄)} −𝑭𝒂𝒕𝑹𝑰,𝒎 (13) 

_onde:_ 

𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑅𝑒𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑎𝑚 _**:** Receita auferida no mês m do período de referência, calculada aplicando a tarifa de aplicação (incluindo financeiros) ao mercado de referência, sem considerar os eventuais descontos tarifários;_ 

𝑅𝑒𝑐.  𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠𝑚 _: a receita proveniente das bandeiras tarifárias no mês m, aplicável somente para as Concessões que já passaram pela primeira revisão após o 3º ciclo;_ 

_FATR_ _**I,m:** Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente à Receita Irrecuperável aplicado ao mercado de referência no mês m;_ 

𝜌𝑐 _**:** participação da classe de consumo C na receita total verificada no período de referência; e_ 

𝑅𝐼𝒄 _**:** percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à empresa._ 

59. O RI𝐜 será o mesmo percentual empregado para calcular a Receita Irrecuperável no processo anterior, que deverá por sua vez observar a metodologia vigente de cálculo da Receita Irrecuperável. 

## **5.6. DESCASAMENTO DA TUSD GERAÇÃO** 

## **5.6.1. DEFINIÇÃO** 

60. Recomposição de receita da distribuidora pelo descasamento entre as datas do seu processo tarifário e as datas de reajuste ou revisão da Receita Anual de Geração das Usinas Hidrelétricas em regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783/2013, CCGF, que acessam o seu sistema de distribuição. 

61. Os agentes de geração que acessam o sistema de distribuição pagam o encargo de uso da rede, conforme disposto na Resolução Normativa nº 506/2012, ou o que vier a sucedê-la, com base no montante de uso contratado, MUSD, e na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição modalidade Geração, TUSDg, definida no Submódulo 7.1 do PRORET. 

62. O financeiro é constituído em função das distribuidoras acessadas só poderem alterar o faturamento da TUSDg aplicada a essas centrais de geração a partir do reconhecimento desse custo na composição da receita do gerador, o que ocorre a partir do dia 1º de julho de cada ano, com vigência até 30 de junho do ano seguinte. 

## **5.6.2. VALORES ADMISSÍVEIS** 

63. Mercado faturado, informado pelas distribuidoras no SAMP, e tarifárias calculadas e publicadas pela ANEEL, conforme Módulo 7 do PRORET. 

## **5.6.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO** 

64. O DCF relativo ao descasamento da TUSDg aplicada à CCGF, será calculado nos processos tarifários das distribuidoras, para o período de referência, conforme fórmula a seguir: 

onde: 

VI_TUSDg_CCGFm: Valor da recomposição de receita, em unidade monetárias, pelo descasamento da TUSDg aplicada às CCGF, no mês de competência m; 

MUSD[g,m] : Montante de uso faturado da CCGF g, no mês de competência m; 

TUSDgVIG[g,m] : TUSDg aplicada à CCGF g, no mês de competência m; 

TUSDgPT[g,m] : TUSDg considerada no último processo tarifária da distribuidora para a CCGF g; e 

G: conjunto das centrais de geração em regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783/2013. 

## **5.7. DESCASAMENTO DA TUSD DISTRIBUIÇÃO** 

## **5.7.1. DEFINIÇÃO** 

65. Recomposição da receita das distribuidoras que acessam a rede de outras concessionárias ou permissionárias de distribuição, devido ao descasamento entre as suas datas de aniversário contratual. 

66. As distribuidoras que acessam a rede de outras concessionárias ou permissionárias de distribuição pagam o encargo de uso do sistema de distribuição, conforme disposto na Resolução Normativa nº 506/2012, ou o que vier a sucedê-la. 

## **5.7.2. VALORES ADMISSÍVEIS** 

67. Mercado de energia faturado, informado pelas distribuidoras no SAMP, montantes de uso contratados e tarifas calculadas e publicadas pela ANEEL, conforme Módulo 7 do PRORET. 

## **5.7.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO** 

68. O DCF relativo ao descasamento da TUSD DISTRIBUIÇÃO, será calculado nos processos tarifários das distribuidoras acessantes, para o período de referência, conforme fórmula a seguir: 

onde: 

VI_TUSD Dm: Valor da recomposição de receita da distribuidora acessante, em unidades monetárias, pelo descasamento das tarifas da modalidade distribuição da distribuidora acessada d, no mês de competência m; 

MercadoFaturadom: Mercado faturado para fins de cálculo do encargo de uso do sistema de distribuição pago pela distribuidora acessante à distribuidora acessada d, no mês de competência m; 

TUSD DVIG[d,m] : Valores da TUSD D da distribuidora acessada d, no mês de competência m; 

TUSD DPT[d,m] : Valores da TUSD D da distribuidora acessada d considerada no último processo tarifária da distribuidora acessante; e 

D: conjunto das distribuidoras acessadas. 

## **5.8. DESCASAMENTO DAS TARIFAS DE PERMISSIONÁRIAS** 

## **5.8.1. DEFINIÇÃO** 

69. Recomposição de receita da distribuidora pelo descasamento entre as datas do seu processo tarifário e as datas do reajuste ou revisão das permissionárias de distribuição que acessam a rede e/ou compram energia da distribuidora. 

70. As permissionárias que acessam a rede de distribuidoras pagam o encargo de uso do sistema de distribuição, conforme disposto na Resolução Normativa nº 506/2012, ou o que vier a sucedê-la. 

71. As permissionárias que compram energia de distribuidora supridora celebram o Contrato de Comercialização de Energia com Agente Supridor - CCE500SUP, conforme Submódulo 11.1 do PRORET. 

72. O financeiro é constituído em função da distribuidora acessada/supridora só poder alterar o faturamento das tarifas TUSD e TE aplicadas a permissionárias nos processos tarifários destas. 

## **5.8.2. VALORES ADMISSÍVEIS** 

73. Mercado faturado, informado pelas distribuidoras no SAMP, e tarifárias calculadas e publicadas pela ANEEL, conforme Módulo 7 do PRORET. 

## **5.8.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO** 

74. O DCF relativo ao descasamento das tarifas TUSD e TE aplicadas às permissionárias de distribuição, será calculado nos processos tarifários das distribuidoras acessadas/supridoras, para o período de referência, conforme fórmula a seguir: 

## onde: 

VI_Perm: Valor da recomposição de receita, em unidade monetárias, pelo descasamento das tarifas TUSD e TE aplicadas às permissionárias de distribuição, no mês de competência m; 

MercadoFaturadoTUSD[p,m] : Mercado faturado para fins de cálculo do encargo de uso do sistema de distribuição pago pela permissionária p, no mês de competência m; 

TUSDVIG[p,m] : TUSD aplicada à permissionária p, no mês de competência m; 

TUSDPT[p,m] : TUSD considerada no último processo tarifária da distribuidora acessada para a permissionária p; 

MercadoFaturado TE[p,m] : Mercado faturado para fins de cálculo do suprimento de energia à permissionária p, no mês de competência m 

TEVIG[p,m] : TE aplicada à permissionária p, no mês de competência m; 

TEPT[p,m] : TE considerada no último processo tarifária da distribuidora supridora para a permissionária p; e P: conjunto de permissionárias acessantes/supridas. 

## **5.9. RECÁLCULO DE PROCESSO TARIFÁRIO ANTERIOR** 

## **5.9.1. DEFINIÇÃO** 

75. O recálculo de processos tarifários anteriores poderá ocorrer em decorrência do provimento de Pedido de Reconsideração interposto tempestivamente pela concessionária, ou por iniciativa da ANEEL, em decorrência de erro de cálculos ou de dados nos processos tarifários anteriores, observado o disposto no Submódulo 3.1 do PRORET. 

76. O DCF de recálculo de processos tarifários anteriores pode ser de dois tipos: 

b) Ajuste financeiro: diferença entre a receita anual obtida após o procedimento de recálculo do respectivo reajuste ou revisão tarifária e a receita anual originalmente calculada, em unidades monetárias; 

c) Ajuste tarifário: diferenças entre as tarifas resultantes do recálculo e as tarifas originalmente homologadas, aplicadas ao mercado de referência do reajuste/revisão em processamento. 

## **5.9.2. VALORES ADMISSÍVEIS** 

77. Valores resultantes do cumprimento do Pedido de Reconsideração deferido pela ANEEL, ou, quando for o caso, valores recalculados por iniciativa da ANEEL. 

## **5.9.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO** 

78. Para o item (a), o DCF será calculado pela seguinte fórmula: 

**VI_RECmª = (RA1[Cor] – RA1[PT] ) X (1 + rm** 

(17) 

## onde: 

VI_RECmª : Valor do DCF, em unidade monetárias, no mês de competência do processo tarifário anterior; RA1[PT] : Receita Anual considerada no processo tarifário anterior; e 

RA1[Cor] : Receita Anual do processo tarifário anterior recalculada, incorporando as devidas correções. rm: Variação do Mercado de Referência, em MWh, do processo tarifário corrente em relação ao processo tarifário anterior; e Mercado de Referência: mercado faturado, conforme definido no Submódulo 3.1 do PRORET. 

79. Para o item (b), o DCF será calculado considerando as tarifas por item de custo, conforme definido no Submódulo 7.1 do PRORET, sem considerar a aplicação de descontos tarifários, conforme fórmula abaixo: 

## **VI_RECm[b] = REC_FATm[Cor] – REC_FATm[PT ]** 

(18) 

## onde: 

VI_RECm[b] : Valor do DCF, em unidade monetárias, no mês de competência m; 

REC_FATm[PT] : Valor da receita resultante da multiplicação do Mercado de Referência pelas tarifas homologadas do processo tarifário anterior; e 

REC_FATm[Cor] : Valor da receita resultante da multiplicação Mercado de Referência pelas  tarifas do processo anterior recalculadas, incorporando as devidas correções . 

## **5.10. SUPRIMENTO FORA DA FAIXA DE TOLERÂNCIA.** 

## **5.10.1. DEFINIÇÃO** 

80. Refere-se à receita proveniente do faturamento do suprimento de energia às distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 Gwh, fora da faixa de tolerância, que deve ser deduzida da receita requerida das supridoras, conforme estabelece o item 6.2 do Submódulo 11.1 do PRORET. 

## **5.10.2. VALORES ADMISSÍVEIS** 

81. Mercado faturado, informado pelas distribuidoras no SAMP, montantes de energia contratados entre a supridora e a suprida, e tarifas calculadas e publicadas pela ANEEL, conforme Módulo 7 do PRORET. 

## **5.10.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO** 

82. Deverá ser apurada os limites inferior (90%) e superior (110%) da faixa de tolerância, utilizando como base o valor anual contratado. 

83. Caso o valor faturado anual esteja fora do intervalo definido pelos limites inferior e superior, é calculado o módulo da diferença, Δ_FAT_AN, entre o montante em MWh faturado anual, FAT_AN, e o limite anual mais próximo deste valor, LIM_CONT, em MWh, conforme a fórmula a seguir: 

## **Δ_FAT_AN = abs (FAT_AN – LIM_CONT)** 

## **(19)** 

84. A partir do delta anual, Δ_FAT_AN, é calculado o delta mensal, Δ_FATm, proporcionalizado de acordo com o faturamento mensal, FATm, conforme a fórmula a seguir: 

85. Para calcular os valores em unidades monetárias do faturamento fora da faixa de tolerância, VI_ULTm deve-se multiplicar os deltas faturados mensais por duas vezes as respectivas tarifas de suprimento vigentes naquele mês, conforme fórmula a seguir: 

85-A. Caso o montante de energia anual contratada não seja informado pela distribuidora suprida, a faixa fora da tolerância será de 20% do montante de energia anual faturada, nos termos do Submódulo 11.1 do PRORET. 

85-B. Caso a distribuidora suprida seja atendida pela distribuidora supridora por mais de um ponto de conexão, o montante contratado alocado em cada ponto de conexão será proporcional à energia medida. 

## **5.11. PREVISÃO DE RISCO HIDROLÓGICO** 

## **5.11.1. DEFINIÇÃO** 

86. Previsão para cobertura dos riscos hidrológicos associados às usinas comprometidas com contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF), à usina de Itaipu e às usinas hidrelétricas cuja energia foi contratada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR, e que firmaram Termo de Repactuação de Risco em conformidade com a Lei nº 13.203/2015. 

## **5.11.2. VALORES ADMISSÍVEIS** 

87. Montantes de cotas de garantia física, Itaipu e usinas repactuadas, previsão de risco hidrológico e fator de transferência de risco, informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, e limite superior da faixa de acionamento da bandeira tarifária verde, calculado conforme Módulo 6.8 do PRORET. **5.11.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO** 

88. O componente financeiro relativo à previsão do risco hidrológico associado às usinas comprometidas com Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF) será calculado com a seguinte fórmula: 

onde: 

RHCCGF,d: Previsão de risco hidrológico associado às usinas CCGF para a distribuidora “d”; 

EnergiaCCGF,d: Montante de energia de cotas de garantia física, em MWh, alocada para a distribuidora “d” em DRP; GSFprevisto: Previsão de risco hidrológico para os próximos 12 meses informado pela CCEE em D-30; e 

Valorteto_verde: Limite superior da faixa de acionamento da bandeira tarifária verde, calculado conforme submódulo 6.8 do Proret. 

89. O componente financeiro relativo à previsão do risco hidrológico associado à usina de Itaipu será calculado com a seguinte fórmula: 

## onde: 

RHItaipu,d: Previsão de risco hidrológico associado à usina de Itaipu para a distribuidora “d”; EnergiaItaipu,d: Montante de energia de Itaipu, em MWh, alocada para a distribuidora “d” em DRP; GSFprevisto: Previsão de risco hidrológico para os próximos 12 meses informado pela CCEE em D-30; 

Valorteto_verde: Limite superior da faixa de acionamento da bandeira tarifária verde, calculado conforme submódulo 6.8 do PRORET. 

90. O componente financeiro relativo à previsão do risco hidrológico associado às usinas repactuadas será calculado com a seguinte fórmula: 

𝑹𝑯𝑪𝑪𝑬𝑨𝑹,𝒅 = 𝑬𝒏𝒆𝒓𝒈𝒊𝒂𝑪𝑪𝑬𝑨𝑹 ×  𝑭𝑻𝑹𝑪𝑪𝑬𝑨𝑹,𝒅 × (𝟏−𝑮𝑺𝑭𝒑𝒓𝒆𝒗𝒊𝒔𝒕𝒐) × 𝟎, 𝟓 𝑽𝒂𝒍𝒐𝒓𝒕𝒆𝒕𝒐_𝒗𝒆𝒓𝒅𝒆 (24) 

## onde: 

RHCCEAR,d: Previsão de risco hidrológico associado às usinas repactuadas para a distribuidora “d”; EnergiaCCEAR,d: Montante de energia anual, informado pela CCEE, associado às usinas repactuadas, em MWh; 

FTRCCEAR,d: Fator de rateio do valor do repasse do risco hidrológico do ACR, calculado pela CCEE de acordo com as regras de comercialização; 

GSFprevisto: Previsão de risco hidrológico para os próximos 12 meses informado pela CCEE em D-30; e 

Valorteto_verde: Limite superior da faixa de acionamento da bandeira tarifária verde, calculado conforme submódulo 6.8 do PRORET. 

91. A previsão de risco hidrológico definida no processo tarifário será revertida no processo tarifário subsequente, devidamente atualizada nos termos do parágrafo 6 deste submódulo. 

92. Caso o agente de distribuição dispense a previsão para cobertura dos riscos hidrológicos, o financeiro não será incluso no processo tarifário, sem prejuízo de que as diferenças entre a cobertura tarifária e a despesa efetivamente incorrida sejam apuradas pela CVA Energia no processo tarifário subsequente. 

93. Na hipótese do subitem anterior, os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – CCRBT serão calculados utilizando a previsão para cobertura dos riscos hidrológicos calculada na forma definida neste Submódulo, a fim de não afetar a Conta Bandeiras e os consumidores de outros agentes de distribuição. 

## **5.12. AJUSTE MODICIDADE CDE ELETROBRAS** 

## **5.12.1. DEFINIÇÃO** 

94. Diferença apurada entre os fluxos de recebimento da CDE Eletrobras pela distribuidora e o repasse da modicidade tarifária aos consumidores, nos termos da Lei nº 14.182/2021. 

## **5.12.2. VALORES ADMISSÍVEIS** 

95. Valor recebido pela distribuidora a título de modicidade tarifária (CDE Eletrobras) e o valor repassado às tarifas no período com base no mercado de referência. 

## **5.12.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO** 

96. O DCF do Ajuste CDE Eletrobras será igual à diferença do fluxo de caixa do repasse da CDE para a modicidade tarifária e o valor do componente tarifário aplicado no mercado de referência, conforme a seguinte fórmula: 

𝐹𝐼𝑁 = 𝑅𝐸𝑃 −𝐹𝐴𝑇 𝐶𝐷𝐸_𝐸𝐿𝐸𝑇,𝑚 𝐶𝐷𝐸_𝐸𝐿𝐸𝑇,𝑚 𝐶𝐷𝐸_𝐸𝐿𝐸𝑇,𝑚 

## onde: 

REPCDE_ELET, m : Repasse da CDE à Distribuidora para a modicidade tarifária no mês “m” do ano civil anterior 

FATCDE_ELET, m : Valor resultante da aplicação do componente tarifário “CDE_ELET”, estabelecido pelo processo tarifário anterior, ao mercado de referência, no mês de competência “m” 

## **5.13. MULTAS CONTRATUAIS E CRÉDITOS NÃO DEVOLVIDOS A CONSUMIDORES (ART. 141, 142, 168 E 171 DA REN 1000/21 E CLÁUSULA DE RESCISÃO CONTRATUAL DOS CCEAR)** 

## **5.13.1. DEFINIÇÃO** 

97. Valores recebidos em decorrência de multas contratuais referentes a encerramento contratual antecipado (art. 142 da REN 1000/21), por descumprimento de prazo para migração de consumidores ao ACL (art. 168 da REN 1000/21), por desistência de retorno ao ACL (art. 171 da REN 1000/21) e por rescisão contratual de CCEAR e em decorrência de créditos não devolvidos, após 60 meses, aos consumidores no faturamento final (art. 141 da REN 1000/21). 

## **5.13.2. VALORES ADMISSÍVEIS** 

98. Valores recebidos dentro do Período de Fiscalização e decorrentes de multas contratuais e créditos não devolvidos a consumidores, devidamente declarados pela distribuidora. 

## **5.13.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO** 

99. O valor total de financeiro de multas contratuais e créditos não devolvidos a consumidores será o somatório dos valores devidamente declarados conforme a seguinte fórmula: 

𝑛−1 − RCont m + RContMigr m +  𝑅𝐶𝑜𝑛𝑡Ret m + RContCred m +  RContCCEAR m) ) 𝑑 ) 1 = ∑(RContAnt ∏(1 + SELIC m × (𝑖=𝑚+1 ) 

## onde: 

RCont: Somatório das receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas aos valores de multas  contratuais e créditos não devolvidos; 

𝑅𝐶𝑜𝑛𝑡𝐴𝑛𝑡𝑚 : receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas aos valores de multa por encerramento contratual antecipado de CCER, do mês m; 

𝑅𝐶𝑜𝑛𝑡𝑀𝑖𝑔𝑟𝑚 : receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas aos valores de multa por descumprimento de prazo para migração de consumidores ao ACL, do mês m; 

𝑅𝐶𝑜𝑛𝑡𝑅𝑒𝑡𝑚 : receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas aos valores de multa por desistência de retorno ao ACR, do mês m; 

𝑅𝐶𝑜𝑛𝑡𝐶𝑟𝑒𝑑𝑚 : receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas a créditos não devolvidos, após 60 meses, aos consumidores no faturamento final, no mês m; 

𝑅𝐶𝑜𝑛𝑡𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅𝑚: receitas declaradas, em unidades monetárias, relativas a rescisão contratual de CCEAR, do mês m; 

SELICD: Taxa Selic diária, publicado pelo Bacen, entre o primeiro dia útil do mês posterior ao do pagamento/recebimento do valor financeiro pela concessionária (m + 1) até o último dia útil do mês anterior ao do seu reajuste ou revisão tarifária (n - 1); e m: mês do período de referência. 

## **5.14. RESTITUIÇÃO DE COBERTURA TARIFÁRIA (CDE-ESCASSEZ HÍDRICA)** 

## **5.14.1. DEFINIÇÃO** 

100. Refere-se à devolução da cobertura tarifária excedente observada no período tarifário em que ocorreu a quitação antecipada da CDE-Conta Escassez (setembro/2024) a ser considerada integralmente em benefício da modicidade tarifária dos consumidores cativos. 

## **5.14.2. VALORES ADMISSÍVEIS** 

101. Os valores mensais serão identificados conforme cobertura anual considerada do processo tarifário da distribuidora que antecede a quitação antecipada da CDE-Conta Escassez. 

## **5.14.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO** 

102. O DCF será calculado uma única vez para cada distribuidora conforme fórmula a seguir: 

_onde:_ 

_CT : Cobertura tarifária do processo tarifário anterior à quitação antecipada da CDE Escassez_ 

_M : competências de setembro/2024 até a competência que antecede o primeiro processo tarifário posterior à quitação antecipada_ 

## **5.15. ANTECIPAÇÃO DE RECEBÍVEIS (MP 1.212/2024)** 

## **5.15.1. DEFINIÇÃO** 

103. Financeiro negativo destinado à modicidade tarifária dos consumidores do ambiente regulado referente à quitação das Contas Covid e Escassez Hídrica, realizada mediante a antecipação de recebíveis da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE relacionados aportes da Eletrobrás da Lei nº 14.182/2021, conforme disposto na Medida Provisória 1.212/2024. 

## **5.15.2. VALORES ADMISSÍVEIS** 

104. Os valores mensais serão identificados conforme cobertura anual considerada do processo tarifário da distribuidora que antecede a quitação antecipada da CDE-Conta Covid e CDE-Conta Escassez. 

## **5.15.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO** 

105. O valor do componente financeiro negativo terá o mesmo valor, em módulo, dos componentes econômicos totais considerados para cobertura dos encargos das Conta Covid e Escassez hídrica, e deve ser alocado exclusivamente na TE, em prol da modicidade dos consumidores do ambiente regulado