RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 689, DE 1º DE DEZEMBRO DE 2015
(Revogado pela Resolução Normativa n° 897, de
17/11/2020, a partir de 01/12/2020)
Aprova a revisão do Submódulo 6.8
do PRORET – Procedimentos de Regulação Tarifária, que trata das Bandeiras
Tarifárias.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso
de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo
em vista o disposto no art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, no
art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, no Decreto nº 7.891, de 23 de
janeiro de 2013, no Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2014, o que consta
do Processo nº 48.500.00484/2015-77, e considerando que após a realização da
Audiência Pública nº 067, de 2015, houve necessidade de aperfeiçoar o ato
regulamentar, resolve:
Art. 1º Aprovar a revisão do Submódulo 6.8 do PRORET –
Procedimentos de Regulação Tarifária, que trata das Bandeiras Tarifárias.
Parágrafo único. O Submódulo de que trata a Resolução
Normativa está disponível no endereço SGAN – Quadra 603 – Módulos I e J –
Brasília – DF, bem como no endereço eletrônico http://www.aneel.gov.br.
Art. 2º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.
ROMEU DONIZETE RUFINO
Submódulo 6.8
BANDEIRAS TARIFÁRIAS
1. OBJETIVO
1. Estabelecer as definições, metodologias e procedimentos de aplicação
das Bandeiras Tarifárias.
2. ABRANGÊNCIA
2. As Bandeiras Tarifárias entram em vigor a partir do ano de 2015.
3. As Bandeiras Tarifárias aplicam-se a todos os agentes de distribuição
de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN, observando os
seguintes prazos:
i. Para as concessionárias, a partir de 1º de janeiro de 2015; e
ii. Para as permissionárias, a partir de 1º de julho de 2015.
4. Todos os consumidores finais cativos das distribuidoras, conforme
alcance do parágrafo anterior, serão faturados pelo sistema de Bandeiras
Tarifárias.
3. CRITÉRIOS GERAIS
5. As Bandeiras Tarifárias têm como finalidade sinalizar aos
consumidores as condições de geração de energia elétrica no SIN, por meio da
cobrança de valor adicional à Tarifa de Energia - TE.
6. O sistema de Bandeiras Tarifárias é representado por:
a) Bandeira Tarifária Verde;
b) Bandeira Tarifária Amarela; e
c) Bandeira Tarifária Vermelha.
7. A Bandeira Tarifária Verde indica condições favoráveis de geração de
energia, não implicando acréscimo tarifário.
8. As Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha indicam condições menos
favoráveis e críticas de geração de energia, resultando em adicionais à Tarifa
de Energia - TE.
9. A ANEEL fixará em Resolução Homologatória específica os valores das
Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha, bem como as faixas de acionamento,
para cada ano civil, a partir da previsão dos custos relativos à geração de
energia por fonte termelétrica e exposições ao mercado de curto prazo que
afetem os agentes de distribuição.
10. A ANEEL definirá mensalmente, considerando informações prestadas
pelo Operador Nacional do Sistema – ONS, a Bandeira Tarifária a ser aplicada no
mês subsequente.
11. A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE criará e
manterá a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (Conta
Bandeiras), com a finalidade específica de administrar os recursos decorrentes
da aplicação das Bandeiras Tarifárias.
12. Os agentes de distribuição farão o recolhimento dos recursos
provenientes do faturamento das Bandeiras Tarifárias, em nome da Conta de
Desenvolvimento Energético - CDE, diretamente à Conta Bandeiras.
13. Os recursos disponíveis na Conta Bandeiras serão repassados
mensalmente aos agentes de distribuição no processo de liquidação financeira do
mercado de curto prazo, considerando os custos realizados da geração de energia
por fonte termelétrica e das exposições ao mercado de curto prazo, apurados
pela CCEE conforme Regras de Comercialização e Mecanismo Auxiliar de Cálculo –
MAC.
4. DEFINIÇÃO DAS BANDEIRAS TARIFÁRIAS
14. Na definição dos valores das Bandeiras Tarifárias, as previsões dos
custos das distribuidoras relativos à geração de energia por fonte termelétrica
e exposições ao mercado de curto prazo, referem-se a:
a) Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente de
Contratação Regulada na Modalidade por Disponibilidade – CCEAR D;
b) Exposição Involuntária ao mercado de curto prazo por insuficiência de
lastro contratual em relação à carga realizada;
c) Encargo de Serviços do Sistema – ESS decorrentes das usinas
despachadas fora da ordem de mérito e por ordem de mérito com Custo Variável
Unitário – CVU acima do Preço de Liquidação de Diferenças - PLD máximo;
d) Exposição ao mercado de curto prazo decorrente de insuficiência de
geração alocada no âmbito do Mecanismo de Relocação de Energia – MRE – das
usinas hidrelétricas contratadas em regime de cotas, de que trata o art. 1º da
Lei nº 12.783, de 2013 (Risco Hidrológico das Cotas); e
e) Exposição ao mercado de curto prazo decorrente de insuficiência de
geração alocada no âmbito do MRE de Itaipu Binacional (Risco Hidrológico de
Itaipu), bem como o correspondente alívio de exposições à diferença de preços
entre submercados.
15. Além dos custos estimados deverão ser consideradas as receitas
decorrentes de Ressarcimento da Conta de Energia de Reserva – CONER, saldos
remanescentes do ano anterior e a cobertura tarifária.
16. A Tarifa de Energia – TE será calculada no processo tarifário de
cada distribuidora, com base nas metodologias definidas nos Módulos 2, 3 e 7 do
PRORET, sem considerar as previsões de custos e receitas definidas nos
parágrafos 14 e 15.
17. O adicional da Bandeira Tarifária Vermelha, definido em R$ por MWh,
será calculado para condições críticas de geração de energia, por meio da
seguinte equação:
onde:
𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜𝑈𝑛𝑖𝑡á𝑟𝑖𝑜𝐶𝑟í𝑡𝑖𝑐𝑜: Adicional da Bandeira Tarifária
Vermelha, calculado para condições críticas de geração de energia;
𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅_𝐷: Estimativa de Custo com Parcela
Variável dos CCEARS na modalidade por disponibilidade acima da cobertura
tarifária;
𝑅𝐻𝐶𝐶𝐺𝐹 : Estimativa de Risco
hidrológico associado às usinas comprometidas com contratos de cotas de
garantia física;
𝑅𝐻𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢: Estimativa de Risco hidrológico
associado a usina de Itaipu;
𝐸𝑋𝑃: Estimativa de Custo com Exposição
Involuntária por insuficiência de lastro contratual em relação à carga acima da
cobertura tarifária;
𝐶𝐺𝑆𝐸: Estimativa de Custo da Geração Fora
da Ordem de Mérito para o ano em questão;
𝐶𝐺𝑀𝐸: Estimativa de Custo da Geração por
Ordem de Mérito acima do PLD máx para o ano em questão;
𝐶𝑂𝑁𝐸𝑅: Estimativa de Excedente da Conta de
Energia de Reserva – CONER; e
𝐸𝐸𝑅𝐶𝑜𝑏,𝑎−1: Cobertura tarifária para
gastos com pagamento de Encargo de Energia de Reserva concedido nos processos
tarifários do ano “a-1”.
Sendo:
onde:
𝑅𝑉_𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅_𝐷_𝑃𝐿𝐷𝑚á𝑥 : Estimativa de Custo com
Parcela Variável dos CCEARS na modalidade por disponibilidade considerando o
PLD fixado em seu valor máximo para o ano “a”;
𝑅𝑉_𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅_𝐷_𝑃𝐿𝐷𝑡𝑒𝑡𝑜_𝑣𝑒𝑟𝑑𝑒 : Estimativa de Custo com
Parcela Variável dos CCEARS na modalidade por disponibilidade considerando o
PLD fixado no patamar teto da bandeira verde para ano “a”;
𝐶𝑉𝑈𝑡_𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅,𝑚: Custo Variável Unitário - CVU das
usinas comprometidas com CCEARs-D;
𝐷𝑖𝑠𝑝𝑡_𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅,𝑚: Disponibilidade declarada das usinas
comprometidas com CCEARs-D;
𝐼𝑛𝑓𝑡_𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅,𝑚: Inflexibilidade contratual das usinas
comprometidas com CCEARs-D.
𝐸𝐶𝑡_𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅,𝑚: Energia contratada por meio de CCEARs-D
para a usina “t_CCEAR” no mês “m”;
𝑃𝐿𝐷𝑚á𝑥 : Valor teto do PLD
estabelecido para o ano civil em questão; e
𝐶𝑀𝑂𝑚: Custo Marginal de Operação para o mês
“m”.
onde:
𝑇𝑅𝐶𝑎−1,𝑑 : Consumo medido para a
distribuidora “d” no ano “a-1”, obtido a partir dos dados da Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE;
𝑇𝐶_𝑐𝑎𝑡𝑖𝑣𝑜: Fator de crescimento anual do mercado
cativo;
𝐶𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑜𝑠𝑎: Contratos previstos para entrega no
ano “a”;
𝑅𝑒𝑑𝑢çõ𝑒𝑠𝑎 : Ajustes dos montantes
contratuais registrados na CCEE em função de decisões administrativas e/ou
liminares; e
𝑇𝑀𝑎−1: Cobertura média tarifária
para compra de energia dos processos tarifários realizados no ano anterior ao
ano em questão.
onde:
𝐶𝑉𝑈𝑡𝑆𝐸,𝑚: Custo Variável Unitário - CVU das
usinas despachadas pelo ONS no mês “m” e que satisfazem a condição CVU>CMO;
𝐺𝑡𝑆𝐸,𝑚: Disponibilidade declarada das usinas
despachadas pelo ONS que satisfazem a condição CVU>CMO, descontada da
inflexibilidade contratual para as usinas comprometidas com CCEARs-D; e
𝐹_𝐶𝐴𝑇: Percentual do Mercado Cativo em
relação ao Mercado Total conforme realizado no ano anterior.
onde:
𝐶𝑉𝑈𝑡𝑀𝐸≠𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅𝐷,𝑚: Custo Variável Unitário - CVU das
usinas não comprometidas com CCEARs-D despachadas pelo ONS no mês “m” e
que satisfazem a condição PLDmáx<CVU<CMO;
𝐺𝑡𝑀𝐸≠𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅𝐷,𝑚: Disponibilidade declarada das usinas
não comprometidas com CCEARs-D despachadas pelo ONS que satisfazem a
condição PLDmáx<CVU<CMO, descontada da inflexibilidade contratual
para as usinas comprometidas com CCEARs-D;
𝐶𝑉𝑈𝑡𝑀𝐸_𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅𝐷,𝑚: Custo Variável Unitário - CVU das
usinas comprometidas com CCEARs- D despachadas pelo ONS no mês “m” e que
satisfazem a condição PLDmáx<CVU<CMO;
𝐺𝑡𝑀𝐸_𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅𝐷,𝑚: Disponibilidade declarada das usinas
comprometidas com CCEARs-D despachadas pelo ONS que satisfazem a
condição PLDmáx<CVU<CMO, descontada da inflexibilidade contratual
para as usinas comprometidas com CCEARs-D;
onde:
𝑁𝐸𝑇𝐺𝑎−1,𝐶𝐶𝐺𝐹 : Balanço energético referente ao
ano “a-1”, informado pela CCEE, para as usinas comprometidas com contratos de
cotas de garantia física;
𝑁𝐸𝑇𝐺𝑎−1,𝐼𝑇𝐴𝐼𝑃𝑈 : Balanço energético referente ao
ano “a-1”, informado pela CCEE, para Itaipu;
𝐺𝐹𝑎−1,𝐶𝐶𝐺𝐹 : Montante contratado das usinas
comprometidas com contratos de cotas de garantia física para o ano “a-1”;
𝐺𝐹𝑎−1,𝐼𝑇𝐴𝐼𝑃𝑈 : Montante contratado de Itaipu
para o ano “a-1”;e
𝐺𝐹𝑎,𝐶𝐶𝐺𝐹 : Montante contratado das usinas
comprometidas com contratos de cotas de garantia física para o ano civil em
questão.
onde:
𝐺𝐹𝑎,𝐼𝑇𝐴𝐼𝑃𝑈 : Montante contratado de Itaipu
para o ano civil em questão.
onde:
𝐺_𝐶𝐸𝑅𝑚: Montante de Energia Contratado a ser
entregue no mês de competência “m”, considerando uma sazonalização flat;
𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃𝑚: Percentual médio de Disponibilidade
das usinas comprometidas com Contratos de Energia de Reserva – CER no mês de
competência “m”;
𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜𝑠𝐿𝐸𝑅,𝑎: Estimativa feita pela CCEE dos Custos
Associados ao pagamento de receita fixa às usinas vencedoras dos Leilões de
Energia de Reserva, bem como custos inerentes à gestão da CONER para o ano “a”;
onde:
𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜_𝐴𝑗𝑢𝑠𝑡𝑎𝑑𝑜: Mercado de referência para
determinação do Custo Unitário Crítico;
𝑀_𝐹𝐴𝑇𝑎−1 : Mercado cativo total
faturado no ano “a-1”;
𝑀_𝐵𝑅𝑎−1 : Mercado total da
Subclasse Baixa Renda faturado no ano “a-1”; e
𝐷𝐸𝑆𝐶𝑏𝑟 : Desconto médio apurado
para os consumidores da Subclasse Baixa Renda no ano “a-1”.
18. O custo considerado para a definição do adicional da Bandeira
Tarifária Amarela, calculado conforme equação (1), corresponderá à metade do
custo calculado para o adicional da Bandeira Tarifária Vermelha.
19. Os valores resultantes dos adicionais das Bandeiras Amarela e
Vermelha serão arredondados para um número múltiplo de cinco.
5. MECANISMO DE ACIONAMENTO DAS BANDEIRAS TARIFÁRIAS
20. O acionamento das Bandeiras Tarifárias será definido mensalmente
pela ANEEL, por meio de Despacho da Superintendência de Gestão Tarifária – SGT,
de acordo com informações prestadas pelo Operador Nacional do Sistema – ONS,
resultantes do Planejamento Mensal de Operação – PMO.
21. A ANEEL tornará pública a informação em seu endereço eletrônico no
dia do envio do Despacho para a publicação no Diário Oficial da União - DOU.
22. A distribuidora terá o prazo de um dia útil, contado da publicação
do Despacho, para disponibilizar em seu endereço eletrônico, na página
principal, a Bandeira que será aplicada no mês subsequente.
23. O período de aplicação da Bandeira Tarifária será o mês subsequente
à sua divulgação, exceto nos casos em que a reunião do PMO ocorrer no próprio
mês da sua aplicação ou por decisão da ANEEL.
24. Para o acionamento das Bandeiras Tarifárias, o ONS deverá informar o
maior CVU dentre as usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito ou
segurança energética no PMO.
25. Adicionalmente, o ONS deverá informar os seguintes valores estimados
para o mês subsequente à reunião do PMO:
a) Custo da Geração Fora da Ordem de Mérito (CGSE), em R$, e a geração
associada a este custo, em MWh;
b) Custo da Geração por Ordem de Mérito acima do PLD máx (CGME),
em R$, e a geração associada a este custo, em MWh; e
c) Custo Marginal de Operação - CMO por submercado, em R$/MW.
6. REGRAS DE APLICAÇÃO DAS BANDEIRAS TARIFÁRIAS
26. Os adicionais das Bandeiras Amarela ou Vermelha devem estar
destacados nas faturas de energia elétrica dos consumidores e têm a mesma
sistemática de aplicação da Tarifa de Energia, definida conforme o Módulo 7 do
PRORET.
27. Na aplicação das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha não incidem
os descontos previstos no art. 1º do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de
2013.
28. O adicional das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha não será
aplicado ao suprimento de energia às concessionárias e permissionárias de distribuição
com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, independente de ser
ou não agente da CCEE.
7. GESTÃO DA CONTA CENTRALIZADORA
29. A CCEE deverá:
a) instituir a Conta dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (Conta
Bandeiras) com a finalidade específica de administrar os recursos decorrentes
da aplicação das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha;
b) efetuar a estruturação, a gestão e a liquidação financeira da Conta
Centralizadora, realizando as atividades necessárias para sua constituição e
operacionalização;
c) manter registro separado das movimentações da Contra Bandeiras em
suas demonstrações contábeis;
d) contratar Banco Gestor para proceder às movimentações financeiras
vinculadas à Conta Centralizadora;
e) contratar auditoria independente para Asseguração Razoável das
operações da conta;
f) apurar eventual inadimplência e informar à ANEEL, para fins de
cadastro de inadimplentes com obrigações intrassetoriais.
30. Os valores da Conta Bandeiras não representam receitas da CCEE e não
serão considerados em suas contas de resultados, exceto aqueles relativos à
cobertura dos seus custos administrativos, financeiros e de eventuais encargos
tributários.
31. O saldo positivo remanescente na Conta Bandeiras deve ser aplicado
em: (i) Certificados de Depósitos Bancários; (ii) Títulos de renda fixa, de
liquidez diária, de emissão do Tesouro Nacional, diretamente ou via Fundo de
Investimento; e/ou (iii) qualquer outro investimento de baixo risco aprovado
pela ANEEL.
32. Os custos administrativos, financeiros e eventuais encargos
tributários (CAFT) relativos à gestão da Conta Bandeiras deverão ser orçados
pela CCEE e homologados anualmente pela ANEEL, devendo ser considerados na
definição dos valores das Bandeiras Tarifárias.
33. O CAFT de cada ano será recebido pela CCEE em parcela única, no
primeiro mês de apuração da Conta Bandeiras, não estando sujeito à eventual
inadimplência das concessionárias e permissionárias de distribuição.
34. A CCEE deverá encaminhar, no prazo de até 30 dias, contado do
término de cada trimestre, informações sobre a movimentação financeira e sobre
o CAFT efetivamente incorrido no período, bem como a estimativa mensal para os
próximos dois anos, até 31 de outubro de cada ano.
8. RECURSOS DA CONTA BANDEIRAS
35. Os valores mensais dos repasses financeiros da Conta Bandeiras serão
apurados a partir do resultado líquido das receitas e custos das
distribuidoras, com base nas seguintes fórmulas:
Sendo:
onde:
𝑅𝑒𝑝𝑎𝑠𝑠𝑒 𝐶𝐶𝑅𝐵𝑇𝑑 ,𝑛: Repasse à Conta Centralizadora dos
Recursos de Bandeiras Tarifárias, em R$, relativo à distribuidora “d” relativo
ao mês de competência “n”, onde valor positivo significa recurso a receber da
conta e valor negativo recurso a pagar à conta;
𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠𝑑,𝑛 : Receita faturada, em R$, pela
distribuidora “d” no mês de apuração “n”, com a aplicação dos adicionais de
bandeira amarela e vermelha;
𝑆𝑎𝑙𝑑𝑜 𝐶𝑜𝑛𝑡𝑎𝑛: Saldo da Conta Centralizadora dos
Recursos de Bandeiras Tarifárias, em R$, na competência “n”;
𝐶𝐿𝑇𝑑,𝑛: Valores positivos de Custo Líquido
Total da distribuidora “d” no mês de apuração “n”; e
𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜𝐿í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑑,𝑛: Custo de geração por fonte
termelétrica e da exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo
relativo à distribuidora “d” no mês de competência “n”, deduzida a respectiva
cobertura tarifária concedida à distribuidora “d” no mês de competência “n”,
onde valor positivo significa custo sem cobertura tarifária e valor negativo
receita.
Sendo:
onde:
𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜𝐿í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜𝐴𝑝ó𝑠𝑅𝑒𝑝𝑎𝑠𝑠𝑒𝑑,𝑛: Custo líquido após repasse da Conta
Bandeiras, em R$, relativo à distribuidora “d” no mês de competência “n”.
𝑅𝑒𝑝𝑎𝑠𝑠𝑒 𝐶𝐶𝑅𝐵𝑇′𝑑,𝑛 : Repasse realizado, em R$,
relativo à distribuidora “d” no mês de competência “n”, após apuração da
inadimplência pela CCEE.
onde:
𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅_𝐷𝑑,𝑛 = Custo do CCEAR-D da
distribuidora “d” no mês de competência “n”;
𝑀𝐶𝑃𝑑,𝑛 = Resultado no Mercado de Curto
Prazo, em R$, da distribuidora “d” no mês de competência “n”;
𝑅𝐻𝑑,𝑛 𝐶𝐶𝐺𝐹 = Risco Hidrológico das usinas
contratadas em regime de Cotas, em MWh, da distribuidora “d” no mês de
competência “n”;
𝑅𝐻𝑑,𝑛 𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢 = Risco Hidrológico da UHE Itaipu
Binacional, em MWh, da distribuidora “d” no mês de competência “n”;
𝐸𝑆𝑆𝑑,𝑛 = Encargo de Serviços do Sistema,
em R$, da distribuidora “d” no mês de competência “n”, relativo ao despacho de
usinas fora da ordem de mérito e com CVU acima do PLD máximo; e
𝐶𝑂𝑁𝐸𝑅𝑑,𝑛= Restituição da Conta de Energia de
Reserva - CONER, em R$, da distribuidora “d” no mês de competência “n”.
onde:
𝑅𝑅𝑉𝑑,𝑛= Receita de Venda total, em R$, dos
CCEAR D da distribuidora “d” no mês de competência “n”, considerando as
parcelas fixa e variável, ajustes e ressarcimentos, conforme Regra de
Comercialização relativa ao Reajuste da Receita de Venda – RRV;
𝐸𝐶𝐷𝑑,𝑛= Efeito do CCEAR D no mercado de curto
prazo da distribuidora “d” no mês de competência “n”;
𝐶𝑇𝑑,𝑛 Cobertura Tarifária Média
dos CCEARs D, em R$/MWh, concedida à distribuidora “d” no último
processo tarifário; e
𝑀𝑊ℎ_𝐶𝐶𝐸𝐴𝑅_𝐷𝑑,𝑛= montante total dos CCEARs D,
em MWh, da distribuidora “d” no mês de competência “n”.
onde:
𝑃𝐿𝐷𝑑,𝑛 = Preço de Liquidação de
Diferenças, em R$/MWh, percebido pela distribuidora “d” no mês de competência
“n”, apurado a partir da divisão dos resultados financeiros do mercado de curto
prazo pelo balanço energético, conforme informações encaminhadas pela CCEE;
𝑃𝑚𝑖𝑥𝑑 = tarifa média dos contratos da distribuidora
“d”, em R$/MWh, apurada no último processo tarifário;
𝑁𝐸𝑇𝑑,𝑛 = balanço energético no mercado
de curto prazo, em MWh, da distribuidora “d” no mês de competência “n”;
36. Os recursos da Conta Bandeiras serão alocados prioritariamente para cobertura
dos itens que impactam a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens
da Parcela A – CVA.
37. Os custos não cobertos pelos repasses da Conta Bandeiras serão
recuperados pelas concessionárias de distribuição no processo tarifário
subsequente, conforme metodologia de apuração da CVA e da Sobrecontratação,
definida no Submódulo 4.4 do PRORET.
38. No reajuste tarifário anual e/ou revisão tarifária periódica das
concessionárias de distribuição, a receita decorrente da aplicação dos
adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses da Conta
Bandeiras serão considerados na apuração da CVA e da Sobrecontratação,
conforme metodologia definida no Submódulo 4.4 do PRORET.
39. O Custo Líquido Não Coberto será zerado após o reconhecimento deste
no processo tarifário da respectiva concessionária de distribuição.
40. Os repasses financeiros da Conta Bandeiras serão efetuados
observando os seguintes procedimentos e cronograma definido, para cada mês de
apuração, em dias úteis (du) contados a partir da data fixada para o débito da
liquidação financeira no mercado de curto prazo (D):
a) D – 10 du: informação da receita faturada decorrente da
aplicação das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha, encaminhada pelas
distribuidoras à ANEEL;
b) D – 6 du: informação dos Resultados da Contabilização e do Saldo
da Conta Bandeiras, encaminhada pela CCEE à ANEEL;
c) D – 4 du: homologação dos repasses líquidos da Conta Bandeiras
(débitos e créditos), por meio de Despacho da SGT;
d) D - 2 du: repasse de recursos diretamente à Conta Bandeiras
pelas distribuidoras devedoras;
e) D – 1 du: apuração da inadimplência e eventual rateio entre os
credores (loss sharing);
f) D: repasse de recursos da Conta Bandeiras às contas das
distribuidoras credoras destinadas à liquidação do mercado de curto prazo;
g) D + 2: em caso de inadimplência, informação da relação dos
inadimplentes e o respectivo loss sharing, encaminhada pela CCEE à
ANEEL.
41. Para operacionalizar os repasses mensais de recursos à Conta
Bandeiras, a CCEE deverá emitir boletos de cobranças às distribuidoras,
relativos aos valores dos débitos homologados pela ANEEL.
42. Os depósitos realizados na conta Bandeiras devem ser feitos por meio
de depósito identificado de forma que o Banco Gestor possa informar à CCEE, em
até 1 du da data estabelecida para o depósito, o montante recebido de
cada distribuidora.
43. O rateio da eventual inadimplência (loss sharing) entre as
distribuidoras credoras será efetuado na proporção dos respectivos créditos.
44. Após o encerramento do processo mensal de liquidação do mercado de
curto prazo pela CCEE, existindo saldo positivo remanescente nas contas das
distribuidoras credoras, seus valores estarão à disposição para retirada.
9. DISPOSIÇÕES GERAIS
45. Caso a informação da receita faturada decorrente da aplicação das
Bandeiras Tarifárias não seja enviada pela distribuidora no prazo estipulado ou
contenha valores incompatíveis com seu mercado, a ANEEL irá, sem prejuízo da
aplicação de penalidades previstas na Resolução Normativa nº 063/2004, arbitrar
o seu valor para fins de repasse à Conta Bandeiras, com base na fórmula abaixo:
onde:
𝑅𝐵𝑇 𝑎𝑟𝑏𝑖𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎: Receita de faturamento arbitrada, em
R$;
𝑇𝐶_𝑐𝑎𝑡𝑖𝑣𝑜: Taxa de crescimento anual do mercado
cativo;
𝑀𝑊ℎ_𝐵𝑇: Mercado, em MWh, relativo à
baixa tensão;
𝑀𝑊ℎ_𝑀𝑇: Mercado, em MWh, relativo à
média tensão;
𝑀𝑊ℎ_𝐴𝑇: Mercado, em MWh, relativo à alta
tensão;
𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎: Adicional da bandeira tarifária
vigente, considerando os descontos aplicados pela distribuidora, em R$/MWh;
𝑛: Mês de competência;
𝑛 − 1: Mês anterior ao mês de
competência;
𝑎: Ano do mês de competência; e
𝑎 − 1: Ano anterior ao mês de
competência.
46. A receita faturada com a aplicação das Bandeiras Tarifárias será
objeto de auditoria e fiscalização pela ANEEL e será disponibilizada no
endereço eletrônico da Agência.
47. A inadimplência das distribuidoras no repasse de recursos à Contra
Bandeiras implicará a aplicação pela CCEE de multa de 2% (dois por cento) e
juros de mora de 1% (um por cento) ao mês, “pro rata tempore”, sobre
o valor total não recolhido, sem prejuízo da aplicação de penalidades previstas
na Resolução Normativa nº 063/2004, e as limitações decorrentes da
inadimplência com Encargos Intrassetoriais.
48. Excepcionalmente para o ano de 2015, a CCEE deverá apurar, em tempo
hábil, o CAFT relativo à gestão da Conta Bandeiras no período de março a
dezembro de 2015, com vistas à aprovação e reconhecimento pela ANEEL no
adicional das Bandeiras Tarifárias.
49. As concessionárias de distribuição deverão efetuar a baixa contábil
do ativo relativo à CVA e à Sobrecontratação, em igual valor aos recursos
recebidos das Bandeiras Tarifárias.
50. As concessionárias e permissionárias de distribuição, agentes e não
agentes da CCEE, deverão cumprir todas as obrigações relacionadas a este Submódulo e
AOS DEMAIS REGULAMENTOS VIGENTES, adotando as providências cabíveis para a
operacionalização dos repasses de recursos à Conta Bandeiras.
51. Para fins de apuração da Diferença Mensal de Receita - DMR e do
montante de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser
repassado às distribuidoras em virtude da aplicação da Tarifa Social de Energia
Elétrica – TSEE, de que trata a Resolução Normativa nº 472, de 24 de janeiro de
2012, deve ser considerada a Bandeira Tarifária Verde.