RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.003, DE 1º DE FEVEREIRO DE 2022

Aprova a estrutura e os Submódulos dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, e consolida a regulamentação acerca dos processos tarifários, aplicáveis a concessionárias e permissionários de serviços públicos de distribuição, transmissão e geração de energia elétrica, revoga as Resoluções Normativas nº 435, de 24 de maio de 2011; nº 457, de 8 de novembro de 2011; nº 478, de 3 de abril de 2012 e dá outras providências

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto no Decreto 10.139, de 28 de novembro de 2019, e na Portaria nº 6.405, de 27 de maio de 2020, e o que consta do Processo nº 48500.000823/2021-63, resolve:

CAPÍTULO I

DISPOSIÇÕES PRELIMINARES

Art. 1º Definir a estrutura dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, que consolida a regulamentação acerca dos processos tarifários, aplicáveis a concessionárias e permissionárias de distribuição, transmissão e geração de energia elétrica e a consumidores de energia elétrica de suas respectivas áreas de concessão.

§ 1º O PRORET será composto pelos seguintes módulos:

I - Módulo 1: Introdução;

II - Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição;

III - Módulo 3: Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição;

IV - Módulo 4: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição;

V - Módulo 5: Encargos Setoriais;

VI - Módulo 6: Demais Procedimentos;

VII - Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição;

VIII - Módulo 8: Permissionárias de Distribuição;

IX - Módulo 9: Concessionárias de Transmissão;

X - Módulo 10: Ordem e Condições de Realização dos Processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações Periódicas;

XI - Módulo 11: Comercialização; e

XII - Módulo 12: Concessionárias de Geração.

§ 2º A relação dos submódulos que compõe cada um dos módulos listados no parágrafo anterior consta do Anexo I desta Resolução.

Art. 2º Aprovar as versões de cada submódulo do PRORET, conforme consta do Anexo I e dos Anexos XI a LXXVII desta Resolução.

Parágrafo único. Os Submódulos de que trata o caput estão disponíveis no endereço SGAN - Quadra 603 - Módulos I e J - Brasília - DF, bem como no endereço eletrônico www.aneel.gov.br.

CAPÍTULO II

DAS AVALIAÇÕES DE RESULTADO REGULATÓRIO

Art. 3º Os seguintes submódulos do PRORET serão objeto de Avaliação de Resultado Regulatório - ARR, conforme prazos especificados:

I - submódulos 2.1, 2.1 A, 2.4, 9.1, 12.1 e 12.3 do PRORET: após decorridos 6 (seis) anos, contados de 1º de abril de 2020;

II - seção 4.1 dos submódulos 2.5 e 2.5 A do PRORET: após decorridos 4 (quatro) anos, contados de 1º de abril de 2020;

III - demais seções dos submódulos 2.5 e 2.5 A do PRORET: os estudos necessários à ARR deverão ser iniciados tão logo haja dados relativos a 2 (dois) anos completos de vigência das novas regras;

IV - submódulos 4.2, 4.3, 4.4 e 6.1 do PRORET: até 1 de setembro de 2025.

CAPÍTULO III

DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA

Art. 4º A data inicial de aplicação do Banco de Preços Referenciais na metodologia de Base de Remuneração Regulatória das concessionárias de distribuição de energia elétrica é 1º de junho de 2016.

Art. 5º Aprovar, na forma dos Anexos II, III e IV, os procedimentos para credenciamento de pessoas jurídicas interessadas na execução de serviços de avaliação dos ativos imobilizados em serviço das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, para fins da composição da base de remuneração.

CAPÍTULO IV

DOS PROCESSOS TARIFÁRIOS DE PERMISSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO

Art. 6º Fixar, na Tabela 1 do Anexo V, os valores de densidade de carga, subvenção anual e data de referência da subvenção para as cooperativas cujas supridoras passaram por revisão tarifária nos anos de 2015 ou 2016, disponível no endereço eletrônico http://www.aneel.gov.br/biblioteca.

CAPÍTULO V

DAS COTAS-PARTES DE ITAIPU E DE ANGRA 1 E 2

Art. 7º As cotas-partes das centrais de geração Angra 1 e Angra 2 e da usina Hidrelétrica de Itaipu serão publicadas anualmente até o dia 30 de novembro do oitavo ano anterior ao ano de vigência.

Parágrafo único. Excepcionalmente no ano de 2018, serão calculadas as cotas-partes com 6 (seis), 7 (sete) e 8 (oito) anos de antecedência, correspondentes aos anos de 2024, 2025 e 2026, e publicadas até o dia 31 de dezembro.

Art. 8º Excepcionalmente, nos processos de definição dos montantes de potência e das cotas-partes, bem como de revisão da receita de venda da energia elétrica proveniente das Centrais de Geração Nucleoelétricas Angra 1 e 2 homologados a partir da data de publicação desta Resolução, os consumos internos e as perdas na rede elétrica de que trata o Submódulo 12.6 do PRORET serão definidos com base nos valores realizados, conforme dados de contabilização da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, nos trinta e seis meses anteriores à 1º de outubro de 2018.

Parágrafo único. Os valores dos consumos internos e das perdas na rede elétrica de que trata o caput vigorarão até 31 de dezembro de 2023.

CAPÍTULO VI

DOS COMPONENTES FINANCEIROS

Art. 9º Estabelecer que, quanto ao cálculo de componentes financeiros dos reajustes e revisões tarifárias das distribuidoras, o Contrato de Compra e Venda de Energia - CCE de que trata o item 6 do Submódulo 11.1 do PRORET deve ser considerado para fins de apuração da glosa de energia e do nível de contratação da distribuidora, nos termos do Submódulos 4.2 e 4.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária.

Art. 10. A obrigação de pagamento definida no § 4º do art. 10 da Resolução Normativa nº 885, de 23 de junho de 2020, se dará pela multiplicação do valor unitário da conta covid alocada na Tarifa de Energia - TE pelo respectivo montante de energia não vinculado ao faturamento do Contrato de Compra de Energia Regulada - CCER.

§1º O valor unitário, em R$/MWh, de que trata o caput será publicado nas Resoluções Homologatórias das distribuidoras de energia elétrica.

§2º Nos processos tarifários, o correspondente valor faturado pelas distribuidoras, atualizado mensalmente pela SELIC, será considerado como componente financeiro redutor da quota do encargo CDE - COVID alocado na Tarifa de Energia - TE.

CAPÍTULO VII

DO SISTEMA DE INTELIGÊNCIA ANÁLITICA DO SETOR ELÉTRICO

Art. 11. A obrigação disposta no art. 5º da Resolução ANEEL nº 674, de 9 de dezembro de 2002, ou alterações supervenientes, encerra-se quando da substituição por completo do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica - SAMP pelo Sistema de Inteligência Analítica do Setor Elétrico - SIASE.

§ 1º. Os reembolsos dos benefícios tarifários concedidos aos usuários dos serviços de distribuição de energia, de que tratam os itens 3.2.2, 3.2.6 e 8 do Submódulo 5.2 do PRORET, ou alterações supervenientes, continuarão a ser realizados conforme regulamentos atualmente vigentes até o prazo previsto no caput.

§ 2º. A substituição de sistemas prevista no caput será declarada por despacho da Superintendência de Gestão Tarifária, que definirá a data para o fim das obrigações disposta no art. 5º da Resolução ANEEL nº 674, de 9 de dezembro de 2002, ou alterações supervenientes.

Art. 12. Até a entrada em vigor da nova sistemática de reembolso dos benefícios tarifários estabelecida pelo Submódulo 5.2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, as distribuidoras devem, até o dia 30 de março de cada ano, encaminhar à ANEEL as informações dos beneficiários dos descontos custeados com a Conta de Desenvolvimento Energético do ano anterior, conforme instruções da ANEEL.

CAPÍTULO VIII

DO AGRUPAMENTO DE ÁREAS DE CONCESSÃO

Art. 13. As áreas de concessão atendidas por distribuidoras de energia elétrica sujeitas a controle societário comum poderão ser agrupadas, com a unificação dos respectivos termos contratuais, mediante solicitação das concessionárias e avaliação da ANEEL.

Art. 14. A solicitação das concessionárias deve ser enviada à ANEEL, com cópia a todos os Conselhos de Consumidores afetados, até 31 de agosto do ano anterior ao do efetivo agrupamento, mediante apresentação de documento que contenha, no mínimo, as características gerais das concessões que serão agrupadas, a operação escolhida para a reorganização societária e a justificativa para o agrupamento quanto à sua racionalidade operacional e econômica.

Art. 15. A ANEEL analisará a solicitação das concessionárias quanto ao atendimento à racionalidade operacional e econômica e deliberará pela unificação a partir de 1° de janeiro do ano seguinte ao da solicitação.

Art. 16. A data-base dos reajustes e revisões da concessionária agrupada consistirá na data-base do último processo tarifário previsto dentre as concessionárias originais no primeiro ano do agrupamento.

§1º Será realizada revisão tarifária no primeiro processo da concessionária agrupada quando todos os contratos das concessionárias originais previrem revisões no ano do agrupamento.

§2º Nos demais casos, será aplicada a seguinte regra à concessionária agrupada:

I - na sua primeira data-base será realizado reajuste de tarifas;

II - a sua primeira revisão tarifária será estabelecida na data-base subsequente ou concomitante à revisão prevista de qualquer uma das concessionárias originais, prorrogando-se esta data por um ano apenas se for coincidente com a do inciso I.

Art. 17. Para os casos contidos no §2º do art. 16, a ANEEL aplicará regras transitórias nos reajustes tarifários subsequentes ao agrupamento, até a primeira revisão tarifária da concessionária agrupada.

§1º No primeiro reajuste tarifário, serão observadas as regras previstas nos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET e os seguintes critérios:

I - os valores da Parcela A e dos Componentes Financeiros serão calculados pela soma dos valores definidos para cada uma das concessionárias originais, como se ainda operassem de forma desagrupada;

II - o percentual regulatório de Receitas Irrecuperáveis será calculado pela média dos percentuais regulatórios definidos na última revisão tarifária das concessionárias originais, ponderada pela receita faturada verificada no período de referência de doze meses anterior ao reajuste da concessionária agrupada;

III - a Parcela B Total será calculada pela soma dos valores da Parcela B das concessionárias originais;

IV - a Parcela B da concessionária original será calculada pela multiplicação da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição Fio B - TUSD FIO B publicada no último processo tarifário pelo mercado do período de referência de 12 meses anteriores ao reajuste da concessionária agrupada, atualizada monetariamente e pelo Fator X, quando o agrupamento for de empresas que aderiram ao contrato de concessão, nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, do Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012 e do Decreto nº 8.461, de 2 de junho de 2015. Para empresas não aderentes ao contrato de concessão nos termos da legislação anteriormente citada, a Parcela B da concessionária original será calculada pela fórmula paramétrica constante da Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão.

V - no caso das concessionárias originais apresentarem datas distintas para seus processos tarifários, as tarifas serão compensadas pela diferença decorrente do diferimento do cálculo da Parcela B; adicionalmente ao cômputo de ajuste econômico - ajuste de variação de indicador econômico de correção no cálculo da Parcela B considerando o período desde o último processo tarifário, será computado componente financeiro de Postergação de Data-Base -TUSD e componente de postergação de Data-base - TE;

VI - os componentes de Ganhos de Produtividade - Pd e de Trajetória de Custos Operacionais - T do Fator X serão calculados pelas médias dos valores obtidos para cada concessionária original na última revisão tarifária realizada, ponderados pelos respectivos valores da Parcela B sem o Fator X;

VII - o componente Q do Fator X, correspondente à qualidade técnica e comercial do serviço prestado ao consumidor, será calculado pela média dos valores obtidos para cada concessionária original no reajuste da concessionária agrupada, ponderados pelos respectivos valores da Parcela B sem o Fator X;

VIII - a ANEEL calculará os novos percentuais da trajetória de Perdas Técnicas e Perdas Não Técnicas para a concessionária agrupada até a sua próxima revisão tarifária, pela média dos percentuais regulatórios definidos na última revisão tarifária das concessionárias originais, ponderados, respectivamente, pela energia injetada e pelo mercado de referência de baixa tensão dessas concessionárias verificados no período de referência de doze meses anteriores ao reajuste da concessionária agrupada. Na ausência de valor regulatório para Perdas Técnicas e Não Técnicas para a concessionária original a partir de sua data-base anterior, será prorrogado o último valor estabelecido para essa concessionária.

§2º Nos demais reajustes, deverão ser adotados os seguintes procedimentos:

I - o percentual regulatório de Receitas Irrecuperáveis e os valores dos componentes de Ganhos de Produtividade - Pd e de Trajetória de Custos Operacionais - T do Fator X serão os mesmos calculados no §1º.

§3º Até o primeiro processo tarifário da concessionária agrupada, o Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica - SAMP deverá ser alimentado com dados discriminados de cada concessionária original. Caso se aplique transição nas tarifas em acordo com o §4º deste artigo, o envio dos dados discriminados para cada concessionária original deverá ser realizado até a primeira revisão tarifária da concessionária agrupada.

§4º Até a primeira revisão tarifária da concessionária agrupada, ANEEL poderá aplicar procedimento que parcele ao longo do tempo a variação das tarifas nos subgrupos e nas modalidades tarifárias.

Art. 18. Após o primeiro reajuste tarifário, enquanto forem considerados períodos de apuração de indicadores anteriores à unificação contratual, deverão ser adotados os seguintes conformidade com as regras do PRORET:

I - os valores históricos apurados dos indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial serão consolidados por meio da agregação dos dados das concessionárias originais;

II - na agregação dos valores históricos apurados dos indicadores de teleatendimento, serão considerados apenas os dados das concessionárias originais que possuíam a obrigação de implantar Central de Teleatendimento - CTA;

III - os valores dos limites dos indicadores de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC, de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC e de Frequência Equivalente de Reclamação - FER serão obtidos a partir da média ponderada por número de unidades consumidoras dos limites das concessionárias originais.

Art. 19. Serão mantidos os limites anuais definidos em resolução específica para os indicadores de DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras das concessionárias originais.

Parágrafo único. Caso a aplicação da sistemática contida no §2º do art. 16 resulte na ausência de limites de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras da concessionária original no segundo ano da unificação contratual, ficam prorrogados os limites de DEC e FEC do ano anterior para esses conjuntos.

Art. 20. Até a definição de um novo limite pela ANEEL, o limite de FER da concessionária agrupada será aquele definido para o grupo de concessionárias estabelecido na Resolução Normativa nº 574, de 20 de agosto de 2013, ou em suas sucessoras, observando-se o número de unidades consumidoras da concessão agrupada.

Art. 21. Concessionárias com mercado inferior a 500 GWh que adquirem energia elétrica de agente supridor nos termos do art. 16 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, e cujo mercado supere esse limite após o agrupamento deverão reduzir os seus contratos com o agente supridor à razão de um quinto ao ano, com o encerramento integral em cinco anos, conforme Módulo 11 do PRORET.

Art. 22. Para as concessionárias cujos contratos tenham sido prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, os limites anuais de Duração Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade Consumidora - DECi e de Frequência Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade Consumidora - FECi da concessionária agrupada serão calculados pela média dos valores de cada concessionária original, estabelecidos no Anexo II dos referidos contratos, ponderada pelo número de unidades consumidoras verificado em dezembro do ano anterior ao agrupamento.

Art. 23. Concessionárias agrupadas com mais de 60 mil unidades consumidoras deverão disponibilizar, desde a unificação dos contratos, serviço de teleatendimento aos seus clientes.

Art. 24. A concessionária agrupada deverá manter, para fins comerciais, fiscais e contábeis, o histórico individualizado das operações das concessionárias originais, bem como o histórico dos registros da contabilidade regulatória e societária, pelo período legal previsto.

Art. 25. Os registros contábeis das concessionárias originais devem ser unificados a partir de primeiro de janeiro, quando se inicia a operação e os lançamentos contábeis da concessionária agrupada, e devem atender aos seguintes procedimentos:

§1º Após a unificação dos registros contábeis, todos os relatórios enviados à ANEEL devem ser referentes à concessionária agrupada.

§2º Os saldos iniciais das contas da concessionária agrupada devem ser resultantes da fiel consolidação contábil dos registros das concessionárias originais.

§3º Na unificação dos registros contábeis, os encontros de conta entre ativos e passivos deverão se limitar às concessionárias originais.

§4º Após a realização de todo o processo de unificação de ativos, o Relatório de Controle Patrimonial - RCP deverá ser emitido e enviado na forma consolidada, no prazo estabelecido no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico - MCPSE.

Art. 26. O agrupamento das áreas de concessões não dispensa anuência prévia da ANEEL para as movimentações a serem realizadas, em conformidade com a regulação vigente.

Art. 27. Os eventuais custos decorrentes do agrupamento não serão repassados, sob hipótese alguma, às tarifas pagas pelos consumidores.

Art. 28. A concessionária agrupada deverá ter um único Conselho de Consumidores, o qual deve ser constituído de acordo com o procedimento estabelecido em regulamento específico.

Art. 29. Aplica-se o disposto nesta Resolução para os agrupamentos das áreas de concessão ocorridos a partir do ano de 2017.

CAPÍTULO IX

DO PIS/PASEP E COFINS

Art. 30. Autorizar a inclusão, no valor total a ser pago pelos consumidores e demais usuários das despesas relativas ao PIS/Pasep e à Cofins efetivamente incorridas pela distribuidora no exercício da atividade de distribuição de energia elétrica.

Parágrafo único. Em função de eventual variação mensal da alíquota efetiva do PIS/Pasep e da Cofins, bem como da defasagem entre o valor pago e o correspondente valor repassado para os usuários, a distribuidora poderá compensar essas eventuais diferenças no mês subsequente.

CAPÍTULO X

DAS TARIFAS INICIAIS PARA COOPERATIVAS DE ELETRIFICAÇÃO RURAL

Art. 31. Os procedimentos e critérios definidos nesta Resolução aplicam-se às cooperativas de eletrificação rural que não se enquadraram nos critérios de definição das tarifas básicas, conforme previsto nos §§ 6º e 7º do art. 13 da Resolução Normativa nº 205, de 2005, ou alterações supervenientes.

Parágrafo único. As definições utilizadas nesta Resolução são aquelas adotadas nos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET.

Art. 32. As tarifas iniciais de aplicação serão fixadas pela ANEEL, com base nos critérios definidos nesta Resolução, e serão aplicadas pela permissionária a partir da data de referência contratual constante da Tabela 1 e observando o cronograma constante da Tabela 4 do Anexo VI desta Resolução.

§ 1º A aplicação das tarifas iniciais está condicionada à assinatura do Contrato de Permissão para prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica em até 15 (quinze) dias antes da data de referência contratual.

§ 2º A ANEEL irá disponibilizar o valor teto de Parcela B em até 60 (sessenta) dias antes da data de referência contratual.

§ 3º A ANEEL irá publicar as tarifas de suprimento no(s) processo(s) tarifário(s) da(s) supridora(s) antecedente à data de referência contratual, estando condicionada sua aplicação à assinatura do contrato de permissão.

§ 4º Excepcionalmente, para as cooperativas com data de referência contratual entre abril e maio, as tarifas iniciais poderão ser aplicadas a partir da assinatura do Contrato de Permissão.

Art. 33. O cálculo da Receita Requerida será feito considerando as premissas a seguir.

§ 1º A Parcela B de referência será definida adotando-se o Submódulo 8.1 do PRORET. A data-base de cálculo da Parcela B será conforme Tabela 2 do Anexo VI desta Resolução, devendo ser atualizada pelo IPCA entre a data de referência de preços e o mês anterior à data de referência contratual.

§ 2º O laudo de ativos deverá observar a data-base dos ativos conforme a Tabela 2 do Anexo VI desta Resolução e deverá ser entregue em até 90 dias antes da data de referência contratual.

§ 3º Na valoração dos ativos, exclusivamente para Subestações em 69 kV e 138 kV, será utilizado o Banco de Preços de Referência ANEEL, aplicado no segmento de transmissão de energia elétrica e aprovado pela Resolução Homologatória nº 758, de 2009, e alterações supervenientes.

§ 4º A Parcela B final será resultante do pleito da permissionária, conforme Submódulo 8.4 do PRORET, limitado ao teto de Parcela B, calculado como sendo 20% (vinte por cento) superior à Parcela B de referência.

§ 5º A Parcela A será definida de acordo com o Submódulo 8.2 do PRORET.

§ 6º Os custos regulatórios de compra de energia e de uso dos sistemas de distribuição serão definidos pelas tarifas vigentes, nos montantes estabelecidos pelo Submódulo 8.2 do PRORET, a partir do desconto aplicado no último processo tarifário da principal supridora, sendo os novos descontos, para fins de regularização, definidos conforme a seguir:

a) caso a tarifa inicial de aplicação do subgrupo B1 - classe residencial resulte superior à tarifa do subgrupo B1 - classe residencial atual da principal supridora, mantém-se os descontos atuais, aplicados no último processo tarifário da supridora;

b) caso a tarifa inicial de aplicação do subgrupo B1 - classe residencial resulte inferior à tarifa do subgrupo B1 - classe residencial atual da principal supridora, inicia-se a retirada dos descontos, observando-se o impacto máximo de 10% (dez por cento) sobre a receita requerida, limitada à tarifa da supridora. Para a retirada dos descontos, comparam-se duas receitas. A primeira será obtida considerando a Parcela B de referência deflacionada pelo IPCA e pelo crescimento do mercado de baixa tensão, e para a construção da Parcela A consideram-se as tarifas de fornecimento do penúltimo processo tarifário da(s) supridora(s); a segunda será obtida considerando a Parcela B de referência deduzida da subvenção e a Parcela A, atualizada conforme Submódulo 8.2, sendo que os descontos percentuais para as tarifas de suprimento serão os calculados no último processo tarifário da(s) supridora(s). A retirada dos descontos deverá se iniciar pelo custo de uso do sistema de distribuição.

§ 7º Para o cálculo da Energia Requerida deverão ser definidas as perdas elétricas regulatórias, obtidas pela soma das perdas técnicas e não técnicas e das perdas na rede básica, conforme os critérios a seguir:

a) serão reconhecidas as perdas reais, calculadas pela diferença entre o suprimento e fornecimento, até o limite de 13,89% (treze vírgula oitenta e nove por cento), excluída a perda na Rede Básica. Para fins de estrutura tarifária, será considerado como custo associado às perdas técnicas;

b) para as permissionárias com perdas reais acima do limite definido no item anterior, as perdas regulatórias corresponderão a 75% (setenta e cinco por cento) das perdas reais e 25% (vinte e cinco por cento) do limite de 13,89% (treze vírgula oitenta e nove por cento), que vigorarão até a primeira revisão tarifária periódica. Para fins de estrutura tarifária, será considerado como custo associado às perdas técnicas o valor de 13,89% (treze vírgula oitenta e nove por cento) e acima desse valor, associado às perdas não técnicas.

§ 8º Para as permissionárias que acessam a Rede Básica, os custos de transporte serão calculados com base na TUST do ponto de conexão.

§ 9º A subvenção para compensar as cooperativas pela reduzida densidade de carga será calculada para aquelas que possuírem densidade inferior à da supridora, conforme a Tabela 3 do Anexo VI desta Resolução. Para o cálculo, serão adotados os procedimentos constantes do Submódulo 8.5 do PRORET, observando as datas-bases da Tabela 2 do Anexo VI desta Resolução.

Art. 34. As tarifas iniciais de aplicação serão calculadas considerando os procedimentos e critérios definidos no Submódulo 8.3 do PRORET e as premissas a seguir.

§ 1º Para definição da tarifa inicial, o Mercado de Referência considerará o período de 12 (doze) meses imediatamente anterior ao segundo mês anterior à data de referência contratual.

§ 2º As tarifas de referência da TUSD Transporte (Fio A e Fio B) e TUSD Perdas Técnicas, poderão ser propostas pela Cooperativa, sujeita à avaliação e aceitação pela ANEEL. As demais componentes serão definidas conforme Submódulo 8.3 do PRORET.

§ 3º Os postos tarifários serão definidos juntamente com as tarifas iniciais.

Art. 35. A permissionária deverá regularizar a celebração do Contrato de Uso do Sistema de Distribuição - CUSD e do Contrato de Compra de Energia Regulada - CCER junto às unidades consumidoras do grupo A, quando cabível, obedecendo ao disposto na Resolução Normativa nº 414, de 2010 e demais regulamentos da ANEEL, em até 180 (cento e oitenta) dias após a celebração do contrato de permissão.

§ 1º As unidades consumidoras dos subgrupos A3a, A4 e AS com demanda contratada inferior a 150 kW poderão ser enquadradas na modalidade tarifária convencional binômia até o primeiro reajuste tarifário após a regularização. As unidades consumidoras com demanda superior ou igual a 150 kW deverão ser enquadradas nas modalidades tarifárias horárias azul ou verde, em até 180 (cento e oitenta) dias após a celebração do contrato de permissão.

§ 2º No ato da regularização, a permissionária deverá notificar os responsáveis pelas unidades consumidoras enquadradas na modalidade convencional binômia sobre a extinção desta modalidade a partir do primeiro reajuste tarifário após a regularização, apresentando as informações elencadas nas alíneas "a" a "e" do inciso IV do § 6º do art. 57 da REN nº 414, de 2010, e alterações supervenientes.

Art. 36. As permissionárias deverão celebrar o Contrato de Comercialização de Energia com Agente Supridor e os Contratos de Uso dos Sistemas de Distribuição — CUSD ou Contratos de Uso do Sistema de Transmissão — CUST, conforme regulamentação disposta na Resolução Normativa nº 506, de 2012 e nº 68, de 2004, e alterações supervenientes.

§ 1º Os contratos deverão ser assinados em até 60 (sessenta) dias após a data de assinatura do Contrato de Permissão.

§ 2º Em virtude da regularização, a alteração ou rescisão do CUSD com o agente supridor não implicará nos prazos e penalidades constantes dos Art.º 63 e 70-A da REN 414, de 2010, e alterações supervenientes.

Art. 37. No primeiro ano tarifário, caso a permissionária decida adquirir pelas modalidades constante dos incisos I, II e IV do item 7 do Submódulo 11.1 do PRORET, e esta aquisição implique na redução dos montantes contratados com o(s) atual(is) agente(s) supridor(es), aplicar-se-á as regras constantes do Art. 63-A e 70-A da Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, e alterações supervenientes.

Art. 38. Os valores iniciais dos serviços cobráveis, definidos no art. 102 da Resolução Normativa nº 414, de 2010, e alterações supervenientes, serão estabelecidos tomando-se como parâmetro o valor homologado pela ANEEL no último processo tarifário para a principal supridora da permissionária.

CAPÍTULO XI

DAS DISTRIBUIDORAS DESIGNADAS

Art. 39 . Definir as condições adicionais a serem aplicadas às Distribuidoras Designadas com a finalidade de assegurar a continuidade da prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica até a assunção por novo concessionário a ser outorgado por meio de licitação.

Parágrafo único. Distribuidora Designada é o órgão ou entidade da administração pública federal responsável, por decisão do Poder Concedente, pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica em razão da não prorrogação de determinada concessão conforme §1º do art. 9º da Lei n. 12.783, de2013, bem como a pessoa jurídica sob controle direto ou indireto de Estado, do Distrito Federal ou de Município, que seja designada para a mesma finalidade e autorizada pela União a utilizar as prerrogativas constantes dos §§ 2º ao 6º do art. 9º da Lei n. 12.783, de 2013.

Seção I

Da Receita

Art. 40. A Distribuidora Designada deverá aplicar os resultados homologados pela ANEEL dos reajustes e das revisões tarifárias, ressalvado o disposto no art. 45.

§ 1° A condição de que trata o caput se aplicará durante o período de designação para prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, sendo limitado nos casos de pessoa jurídica sob controle direto ou indireto de Estado, do Distrito Federal ou de Município ao prazo definido no inciso II do § 1°-C do art. 8° da Lei n. 12.783, de 2013.

§ 2° As revisões tarifárias serão processadas com avaliação completa das Bases de Remuneração Regulatórias.

§ 3° É de inteira responsabilidade das Distribuidoras Designadas fornecer as informações necessárias aos processos tarifários nos prazos estabelecidos pelo Submódulo 10.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET.

Art. 41. O gestor dos fundos setoriais Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE e da Reserva Global de Reversão - RGR fica autorizado a contratar e repassar os recursos dos respectivos fundos às Distribuidoras Designadas, ressalvado o disposto no art. 45.

§ 1° A condição de que trata o caput se aplicará durante o período de designação para prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, sendo limitado nos casos de pessoa jurídica sob controle direto ou indireto de Estado, do Distrito Federal ou de Município ao prazo definido no inciso II do § 1°-C do art. 8° da Lei n. 12.783, de 2013.

§ 2° Fica a Boa Vista Energia S. A. autorizada a contratar e receber os recursos de que trata o caput, a partir da data que assumir, por determinação do Poder Concedente, a prestação do serviço público de distribuição na área anteriormente atendida pela Companhia Energética de Roraima - CERR.

Art. 42. O nível regulatório de perdas técnicas e não técnicas a ser utilizado nos processos tarifários e no cálculo do nível eficiente de perdas para fins de reembolso da CCC para as concessionárias Amazonas Distribuidora de Energia S. A., Companhia de Eletricidade do Amapá - CEA, Boa Vista Energia S. A., Companhia Energética de Roraima - CERR, entre os anos de 2016 e 2026, observará o disposto no art. 4º da Lei n. 13.299, de 2016.

§ 1° Entre 22 de junho de 2016 e o dia anterior ao processo tarifário de 2016, será utilizado o nível de perdas efetivamente realizado.

§2° Entre o processo tarifário de 2016 e o dia anterior ao processo tarifário de 2017, os níveis regulatórios de perdas técnicas e não técnicas serão os níveis efetivamente realizados no ano de 2015.

§ 3º Entre o processo tarifário de 2017 e o dia anterior ao processo tarifário de 2026, 10% (dez por cento) a diferença entre os níveis reais e os níveis regulatórios de 2015 será deduzida do nível regulatório definido no processo tarifário de 2016, a cada ano.

§ 4° Os novos referenciais regulatórios de perdas técnicas e não técnicas serão homologados por ato específico da ANEEL.

Art. 43. A Distribuidora Designada fica autorizada a destinar os recursos das compensações por violação dos limites de qualidade referentes à continuidade do serviço e ao nível de tensão em regime permanente de que tratam os itens 2.13 da seção 8.1 e 5.11 da seção 8.2 do Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição - PRODIST, ou o que vier a sucedê-los, para a realização de investimentos na área de concessão.

§ 1° A condição de que trata o caput se aplicará durante o período de designação para prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, sendo limitado nos casos de pessoa jurídica sob controle direto ou indireto de Estado, do Distrito Federal ou de Município ao prazo definido no inciso II do § 1°-C do art. 8° da Lei n. 12.783, de 2013.

§2° A condição de que trata o caput é válida para:

I - Compensações por violação dos indicadores de nível de tensão em regime permanente a serem creditadas na fatura a partir da publicação desta Resolução.

II - Compensações por violação dos indicadores de continuidade referentes ao período de apuração do mês civil de publicação desta Resolução em diante, incluídos os períodos de apuração trimestrais e anuais não concluídos.

§3º Os valores de compensação serão calculados pela distribuidora, conforme regulamentado no Módulo 8 do PRODIST, para fins de acompanhamento e fiscalização pela ANEEL, e deverão ser contabilizados na conta Obrigações Vinculadas ao Serviço Público de Energia Elétrica (Obrigações Especiais).

Seção II

Do Empréstimo da RGR

Art. 44. O gestor do fundo RGR fica autorizado a conceder empréstimo à Distribuidora Designada, necessário para assegurar a Remuneração Adequada prevista no art. 11 da Portaria n. 388, de 2016-MME, com o objetivo de criar condições para a continuidade e a prestação adequada do serviço, ressalvado disposto no art. 45.

§ 1° A condição de que trata o caput se aplicará durante o período de designação para prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, sendo limitado nos casos de pessoa jurídica sob controle direto ou indireto de Estado, do Distrito Federal ou de Município ao prazo definido no inciso II do § 1°-C do art. 8° da Lei n. 12.783, de 2013.

§ 2° As obrigações contraídas pelo órgão ou entidade de que trata o caput na prestação temporária do serviço serão assumidas pelo novo concessionário, nos termos do edital de licitação.

§ 3° A Remuneração Adequada de Referência, mensal, estimada considerando a geração operacional de caixa, deduzida dos investimentos em reposição e os juros da dívida líquida, será homologada por meio de ato específico da ANEEL, ficando a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF autorizada a homologar os valores relativos às pessoas jurídicas sob controle direto ou indireto de Estado, do Distrito Federal ou de Município, desde que utilizada a mesma metodologia empregada no cálculo dos valores relativos aos órgãos ou entidades da administração pública federal e que haja ato do Poder Concedente estendendo a tais distribuidoras as prerrogativas constantes dos §§ 2º ao 6º do art. 9º da Lei n. 12.783, de 2013.

§ 4° A cada trimestre, a partir do resultado do quarto trimestre de 2016, será homologado, por meio de Despacho da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF, o valor mensal da Remuneração Adequada Realizada, calculado conforme parâmetros definidos no Anexo VII.

§ 5° A liberação mensal fica limitada ao menor valor entre a disponibilidade de recursos da RGR, a Remuneração Adequada de Referência, mensal, e o último valor homologado da Remuneração Adequada Realizada, mensal.

§ 6° Não havendo recursos suficientes, as parcelas mensais serão limitadas de forma proporcional ao déficit acumulado para todos os beneficiários do empréstimo, podendo os valores retidos serem liberados nos meses subsequentes com atualização da Selic, desde que haja disponibilidade de recursos.

§ 7° Com vistas a garantir a continuidade do serviço, a 1ª parcela compreenderá o início do período de designação até o 10º dia do mês subsequente ao mês da primeira liberação.

§ 8° Para a 2ª parcela em diante, deverá ser considerada as necessidades de caixa dos 30 (trinta) dias subsequentes e as liberações deverão ocorrer em todo dia 10 ou no primeiro dia útil subsequente, com valores calculados conforme §5º, ressalvado o disposto no art. 45.

§ 9° A taxa de juros a ser utilizada para o empréstimo será de 111% (cento e onze por cento) da taxa SELIC.

§ 10. A amortização de principal e de pagamento de juros terão carência de 12 (doze) meses após a assunção da concessão pelo novo concessionário sendo que, finalizada a carência, a amortização do empréstimo será feita em 36 parcelas mensais e iguais.

§ 11. O gestor do Fundo da RGR deverá exigir a constituição de garantias por meio de recebíveis das designadas e de eventual indenização pela extinção da concessão para assegurar a amortização do empréstimo, estando previamente autorizadas a constituição dessas garantias pelas designadas.

§ 12. Para as demais cláusulas e condições dos contratos de empréstimos, o gestor do Fundo da RGR deverá observar as práticas usuais do mercado financeiro.

§ 13. O inadimplemento na amortização do empréstimo gerará, além dos juros de que trata o § 9º, multa de 2% (dois por cento) e juros de mora de 1% (hum por cento) a.m.

Seção III

Da Gestão

Art. 45. A partir do início do período de designação, a Distribuidora Designada deverá zelar pela continuidade e pela adequação do serviço prestado, com priorização para os seguintes parâmetros:

I - Adimplência setorial.

II - Perdas de Energia Elétrica.

III - Custos Operacionais.

IV - Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora —DEC.

V - Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora —FEC.

VI - Qualidade da informação prestada à ANEEL

VII - Cumprimento de determinações da fiscalização da ANEEL.

§ 1º No que se refere ao inciso I, a Distribuidora Designada deverá manter-se adimplente com todas as obrigações intrassetoriais cujos pagamentos devam ser efetuados durante o período de designação para prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica.

§ 2º No que se refere aos incisos II, III, IV e V, a Distribuidora Designada deve buscar a convergência com os referenciais regulatórios de cada um dos indicadores, observando os limites homologados em ato específico da ANEEL.

§ 3º No que se refere ao inciso III, a forma de cálculo seguirá os Anexo VIII e IX e a referência serão os custos de Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outros (PMSO Ajustado), com e sem Despesas de Provisões utilizados para a Remuneração Adequada de Referência e homologados em ato específico da ANEEL, com atualização monetária trimestral pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA a partir de 1º de julho de 2015.

§ 4º No que se refere ao inciso VI, toda a informação encaminhada à ANEEL pela Distribuidora Designada deve ser assinada por seu dirigente máximo, depois de atestada por um Conselho Fiscal.

§ 5º Cada Distribuidora Designada deverá encaminhar à ANEEL, em 10 (dez) dias contados da publicação da Presente Resolução para os órgãos ou entidades de administração pública federal e 30 (trinta) dias contados do ato do MME que estenda as prerrogativas constantes dos §§ 2º a 6º do art. 9º da Lei n. 12.783, de 2013 para a pessoa jurídica sob controle direto ou indireto de Estado, do Distrito Federal ou de Município, um Plano de Prestação Temporária do Serviço relativo ao período da designação observando os indicadores definidos nos incisos I a VII, bem como as restrições impostas nos §§ 1º a 4º.

§ 6º Os dirigentes máximos da Distribuidora Designada deverão comparecer mensalmente à ANEEL, a partir de janeiro de 2017, para prestar contas a respeito da execução do Plano de Prestação Temporária do Serviço, apresentando os resultados alcançados em cada um dos indicadores monitorados, bem como ações implantadas e em fase de implementação para cumprimento do referido plano.

§ 7º Os dirigentes máximos da Distribuidora Designada e do sócio controlador deverão encaminhar trimestralmente à ANEEL, a partir do resultado do quarto trimestre de 2016, relatório, atestado pelo Conselho Fiscal, relativo ao cumprimento do Plano de Prestação Temporária do Serviço até sua efetiva conclusão contendo, no mínimo, a comparação entre as condições definidas pela ANEEL e os resultados alcançados para cada um dos indicadores monitorados, bem como ações implantadas e em fase de implementação para cumprimento do plano proposto.

§ 8º Os dirigentes máximos da Distribuidora Designada e do sócio controlador deverão assinar o Termo de Compromisso, constante do Anexo X, como condição de precedente para a liberação dos recursos de CCC, CDE e RGR, do empréstimo com recursos da RGR e da aplicação de reajustes e revisões tarifárias.

§ 9º A qualquer tempo a ANEEL poderá solicitar informações adicionais relativas à prestação do serviço de distribuição pelas Distribuidoras Designadas.

§ 10. Em caso de descumprimento das condições e limites estabelecidos para qualquer dos indicadores definidos nos incisos I a VII, atestado pela análise dos relatórios trimestrais relativos ao cumprimento do Plano de Prestação Temporária do Serviço, e sem causa justificável, a ANEEL poderá determinar, por meio de ato específico, a suspensão dos repasses de recursos de CCC, CDE e RGR, do empréstimo com recursos da RGR e da aplicação de reajustes e revisões tarifárias, no todo ou em parte.

Seção IV

Da Inadimplência Intrassetorial Anterior à Designação

Art. 46. Eventuais créditos junto aos fundos setoriais CCC, CDE e RGR, relativos ao período anterior à designação, poderão ser utilizados para pagamentos dos credores intrassetoriais da Distribuidora Designada, listados no cadastro de inadimplentes do setor elétrico, cujos créditos são relativos ao mesmo período.

§ 1º O gestor dos fundos setoriais CCC, CDE e RGR deverá, em até 10 (dez) dias contados da publicação desta Resolução, encaminhar à ANEEL os créditos das Distribuidoras Designadas, apurados até 5 de agosto de 2016, junto aos fundos setoriais.

§ 2º As Distribuidoras Designadas poderão solicitar à ANEEL a utilização dos créditos para a finalidade descrita no caput devendo discriminar cada um dos débitos setoriais, o valor histórico, o valor corrigido e a competência a que se refere o débito.

§ 3º Uma vez que o crédito intrassetorial seja considerado, de modo incontroverso, elegível ao repasse tarifário ou à cobertura por fundo setorial, o gestor dos fundos setoriais será autorizado, por ato específico, a transferir os créditos junto aos fundos setoriais diretamente para os credores das Distribuidoras Designadas.

§ 4º Os repasses de que trata o § 3º deverão ser feitos pela ordem de antiguidade do débito, do mais antigo para o mais novo.

Seção V

Da CCC

Art. 47. O direito à sub-rogação dos benefícios do rateio da CCC, para implantação de novas instalações de linhas de distribuição com vistas à interligação de sistemas isolados das Distribuidoras Designadas, deve ser adequado à seguinte sistemática de reembolso:

§ 1º A Distribuidora Designada deverá manifestar seu interesse em obter a sub-rogação da CCC, nos termos deste artigo.

§ 2º Compete à ANEEL homologar os investimentos prudentes considerados na elaboração do projeto básico, calcular o montante a ser sub-rogado e fiscalizar a aplicação da sub-rogação da CCC.

§ 3º O projeto de implantação das linhas de distribuição deverá estabelecer os marcos de implantação do empreendimento, as condições para pagamento das parcelas do investimento, o cronograma de execução físico-financeiro do empreendimento, e os termos para a cessão de créditos de reembolso da CCC.

§ 4º O reembolso da CCC dar-se-á de modo parcelado em cronograma compatível com a execução físico-financeira do empreendimento.

§ 5º O cronograma dos dispêndios da CCC, de que trata o § 4º, poderá ter início antecipado em relação ao cronograma físico das obras e conclusão após a entrada em operação comercial do empreendimento.

§ 6º A cessão de créditos de reembolso da CCC de que trata o § 2º deste artigo será instituída com o objetivo de estabelecer as condições de garantia do cumprimento da obrigação de pagamento do órgão ou entidade da administração pública federal para com a empresa contratada para implantação das linhas de distribuição.

§ 7º Para assegurar o cumprimento das obrigações de pagamento de que trata o § 3º deste artigo, o órgão ou entidade da administração pública federal cederá à empresa contratada para implantação das linhas de distribuição, em caráter irrevogável e irretratável, os créditos de reembolso da CCC de que trata o art. 3º da Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009.

§ 8º Os recursos provenientes da sub-rogação deverão ser aplicados exclusivamente na implantação do empreendimento, nos termos aprovados pela ANEEL, sob pena de responsabilização dos dirigentes da Distribuidora Designada.

Seção VI

Do Regime de Sanções

Art. 48. Fica estabelecido o regime excepcional de sanções regulatórias a ser aplicado às Distribuidoras Designadas, priorizando o caráter exclusivamente orientativo e/ou determinativo, sem a imposição de penalidades, das ações fiscalizadoras cujos Termos de Notificação sejam emitidos durante o período de vigência das designações.

§ 1º O regime a que se refere o caput aplica-se, além de às penalidades descritas na Resolução Normativa nº 846, de 11 de junho de 2019, às descritas na Resolução Normativa nº 223, de 29 de abril de 2003, ou alterações supervenientes.

§ 2º Os Termos de Notificação emitidos anteriormente às Portarias de designação, independentemente de ter havido a emissão de Auto de Infração, terão regular tramitação nos termos da Resolução Normativa nº 846, de 11 de junho de 2019, ou alterações supervenientes.

CAPÍTULO XII

DO SISTEMA DE ACOMPANHAMENTO DE INFORMAÇÕES DE MERCADO - SAMP

Seção I

Das Definições Gerais

Art. 49. Estabelecer, na forma desta Resolução, os procedimentos para implantação do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica - SAMP, em substituição ao "Acompanhamento de Mercado Padronizado - AMP".

Art. 50. Para os fins e efeitos desta Resolução são adotados os seguintes conceitos e definições usuais:

I - MODALIDADE DE MERCADO: conjunto homogêneo de informações de mercado conforme relacionado a seguir:

a) Fornecimento Faturado de Energia Elétrica: conjunto de informações das quantidades físicas e monetárias referentes ao fornecimento mensal de energia elétrica ao consumidor final;

b) Energia Elétrica Comprada para Revenda: conjunto de informações das quantidades físicas e monetárias de energia elétrica comprada, detalhado por empresa vendedora;

c) Energia Elétrica Vendida: conjunto de informações das quantidades físicas e monetárias de venda de energia elétrica, detalhado por empresa compradora;

d) Receita de Uso no Transporte de Energia Elétrica: conjunto de informações das quantidades físicas e monetárias referentes a receita de uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição, detalhado por empresa acessada;

e) Despesa de Uso no Transporte de Energia Elétrica: conjunto de informações das quantidades físicas e monetárias referentes a despesa de uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição, detalhado por empresa acessante; e

f) Balanço de Energia Elétrica: conjunto de informações da quantidade de energia elétrica, em MWh, detalhadas pelas disponibilidades e pelos requisitos do mercado de energia elétrica da concessionária;

II - PACOTE DE MERCADO: informações enviadas à ANEEL contendo uma ou mais Modalidades de Mercado;

III - EMPRESA DECLARANTE: concessionária ou permissionária de serviço público de geração, transmissão ou de distribuição obrigada a enviar mensalmente à ANEEL, por intermédio do SAMP, suas informações de mercado;

IV - EMPRESA CORRELACIONADA: empresa do setor que possui relações contratuais de compra e venda com a empresa declarante, inclusive com o Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE e o Operador Nacional do sistema Elétrico - ONS;

V - IDENTIFICAÇÃO DO USUÁRIO: reconhecimento eletrônico, por meio de senha, da empresa declarante;

VI - PERFIL DO USUÁRIO: configuração automática no SAMP das modalidades de mercado com apresentação obrigatória pela empresa declarante;

VII - TIPO DA INFORMAÇÃO: qualifica o conjunto das informações de mercado encaminhado pela concessionária, conforme indicado a seguir:

a) Mensal: conjunto de informações de mercado referente ao mês de competência; e

b) Retificadora: conjunto de informações de mercado que retificam àquelas inicialmente encaminhadas;

VIII - NATUREZA DA INFORMAÇÃO: identifica a característica básica do pacote de mercado recebido da concessionária, conforme itemização a seguir:

a) Regular: informações básicas de mercado sem a inclusão de fatos excepcionais, os quais, por orientação da ANEEL, necessitem ser apresentados em destaque;

b) RTE: valores da Recomposição Tarifária Extraordinária, apurados mensalmente nas faturas de fornecimento de energia elétrica com base nos §§ 1° e 16° do art. 4° da Lei n° 10.438, de 26 de abril de 2002; e

c) Refaturamento: representa as informações de fornecimento de energia elétrica de meses anteriores apresentadas no mês em curso;

IX - SITUAÇÃO DA INFORMAÇÃO: identifica a situação temporal da informação recebida da concessionária, conforme qualificado a seguir:

a) No Prazo: registro das informações protocoladas eletronicamente no SAMP até a data limite estabelecida pela ANEEL; e

b) Fora do Prazo: registro das informações protocoladas eletronicamente no SAMP após a data limite estabelecida pela ANEEL;

X - COMPETÊNCIA: mês e ano a que se referem as informações encaminhadas à ANEEL;

XI - VIGÊNCIA: data de início e término de validade de determinada informação;

XII - ACEITE DO PACOTE: aceitação na base de dados oficiais da ANEEL de um determinado pacote de mercado;

XIII - ADMINISTRADOR DO SISTEMA: equipe de técnicos da Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, responsável pela administração das informações e atualização da estrutura de dados do SAMP; e

XIV - SUPORTE DO SISTEMA: equipe de técnicos da Superintendência de Gestão Técnica da Informação - SGI, responsável pela manutenção e suporte tecnológico do SAMP.

Seção II

Da Estrutura de Dados

Art. 51. A estrutura de dados do SAMP é constituída dos elementos de mercado que, organizados em linhas de mercado e identificados pelas correlações entre empresas, definem o conjunto de informações por modalidade de mercado, conforme explicitado a seguir:

I - Elementos de Mercado: informações identificadoras da estrutura de dados de cada modalidade de mercado, conforme exemplificado a seguir:

QUADRO I

II - Linha de Mercado: associação dos elementos de mercado que definem uma informação da modalidade de mercado, conforme exemplificado a seguir:

QUADRO II

III - Correlação entre Empresas: relações contratuais da empresa declarante do SAMP com os demais agentes do setor (empresas correlacionadas), conforme exemplificado a seguir:

QUADRO III

Modalidade de Mercado	Correlação entre Empresas
Energia Comprada para Revenda - Contratos Iniciais	Empresa Declarante	Concessionária A	Vendedor	Concessionária B
Venda de Energia Elétrica - Contratos Iniciais	Empresa Declarante	Concessionária B	Comprador	Concessionária A
Despesa de Uso de Transporte-Conexão	Empresa Declarante	Concessionária C	Acessado	Concessionária D
Receita de uso de Transporte-Conexão	Empresa Declarante	Concessionária D	Acessante	Concessionária C

Seção III

Da Estrutura de Funcional do Sistema

Art. 52 . O SAMP é constituído dos seguintes módulos funcionais:

I - Módulo de Captação de Dados: utilizado pelas empresas declarantes para o envio das informações via "internet" pelo "site" de relacionamento entre a ANEEL e as concessionárias, com as seguintes funcionalidades:

a) Importar Dados: permite selecionar um arquivo no ambiente computacional da empresa declarante, devidamente formatado, e importá-lo para o SAMP;

b) Preparar Dados: permite a digitação de informações ou alteração das informações anteriormente importadas;

c) Enviar Dados: permite encaminhar as informações à ANEEL após concluído o preenchimento dos dados por digitação ou importação;

d) Consulta: permite à empresa declarante consultar suas informações cadastradas na base de dados oficiais da ANEEL; e

e) Ajuda: disponibiliza as instruções para a formatação dos arquivos a serem importados, as informações sobre os elementos, as linhas de mercado e a correlação entre empresas que compõem cada modalidade de mercado;

II - Módulo de Administração do Sistema: utilizado exclusivamente pela Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, da ANEEL, para verificar e controlar o recebimento de toda informação encaminhada e adotar as medidas cabíveis para seu "aceite", com as seguintes funcionalidades:

a) Pacotes em Análise: permite verificar o recebimento de informação retificadora, fora do prazo, devidamente justificada, e que, após a análise pela ANEEL, poderá ser transferida para a base de dados oficiais do SAMP substituindo as informações originalmente encaminhadas;

b) Ocorrências: permite verificar toda informação recebida na ANEEL, podendo ser pesquisada pelos seguintes parâmetros:

(i) por concessionária declarante;

(ii) por Modalidade de Mercado;

(iii) por Mês de Competência;

(iv) por Situação da Informação (no prazo ou fora do prazo);

(v) por Tipo da Informação (mensal ou retificadora);

c) Inadimplência: permite identificar as empresas inadimplentes na data do envio de suas informações mensais à ANEEL, sujeitas à imposição de penalidade;

d) Análise de Resultados: disponibiliza um conjunto de relatórios especificamente desenvolvido para permitir à Superintendência de Gestão Tarifária - SGT a análise crítica das informações recebidas;

e) Consultas: disponibiliza consultas "on line" de informações de mercado parametrizadas pelos usuários do SAMP;

f) Estrutura de Mercado: permite realizar a manutenção da estrutura de dados do SAMP, quanto a:

(i) definição da estrutura básica da modalidade de mercado;

(ii) alteração, inclusão ou exclusão dos itens que compõe cada elemento de mercado;

(iii) alteração, inclusão ou exclusão das linhas de mercado; e

(iv) alteração da vigência das informações que compõem a estrutura de dados;

g) Empresa Declarante: permite definir o perfil do usuário da empresa declarante, por modalidades de mercado, e o vínculo com as empresas a ela relacionadas.

Seção IV

Das Regras de Envio das Informações

Art. 53. A empresa declarante deverá encaminhar à ANEEL as informações mensais de mercado até a 24ª hora do último dia do mês subsequente ao mês de competência, nos termos do art. 52 desta Resolução, cuja inadimplência sujeitará o infrator à imposição de penalidade de acordo com a Resolução Normativa n° 846, de 11 de junho de 2019, ou a que vier a sucedê-la.

§ 1° O Diretor responsável pelas informações de mercado da empresa declarante deverá formalizar junto à ANEEL, por intermédio da Superintendência de Gestão Técnica da Informação - SGI, no prazo máximo de 10 dias úteis após a publicação desta Resolução, as seguintes providências:

I - indicação dos técnicos autorizados a acessar o SAMP; e

II - fornecimento do endereço eletrônico (e-mail) de comunicação exclusiva com a ANEEL, de caráter permanente e impessoal, para certificações, recibos ou avisos eletrônicos do SAMP.

§ 2° Quando do acesso ao SAMP o sistema identificará automaticamente o perfil do usuário da empresa declarante, suas modalidades de mercado e as relações contratuais com empresas do setor.

§ 3° A empresa declarante deverá utilizar exclusivamente o endereço eletrônico (e-mail) samp@aneel.gov.br para comunicação com a ANEEL sobre qualquer assunto relacionado ao SAMP

Seção V

Das Regras Básicas para Recebimento das Informações

Art. 54. As regras básicas para o "aceite" de um pacote de mercado no banco de dados oficiais da ANEEL estão estabelecidas no SAMP conforme detalhado a seguir:

QUADRO IV

§ 1° Ocorrendo alguma irregularidade o SAMP automaticamente rejeitará a informação, especialmente quando se verificar uma das seguintes ocorrências:

I - Pacote MENSAL não completo: no mês de competência a concessionária é obrigada a encaminhar à ANEEL as informações de todas as modalidades de mercado definidas no seu perfil de usuário;

II - Reenvio de pacote MENSAL do mesmo mês de competência: após o recebimento do pacote mensal o sistema somente aceita informações retificadoras que, à critério da ANEEL, poderão eventualmente substituir aquelas originalmente encaminhadas;

III - Envio de pacote RETIFICADOR sem envio anterior de um pacote MENSAL: por uma questão lógica o sistema não aceita informações retificadoras de um determinado mês de competência cuja informação mensal ainda não tenha sido encaminhada;

IV - Envio de pacote RETIFICADOR sem justificativa: toda e qualquer informação retificadora deverá conter, obrigatoriamente, justificativa explicitando o motivo da retificação;

V - Envio de informações de COMPRA ou VENDA de energia "em branco" sem justificativa: toda informação de compra ou venda de energia elétrica está vinculada a um contrato entre as partes envolvidas, assim sendo, qualquer eventual descontinuidade na informação deverá ser justificada pela empresa declarante; e

VI - Informações com valores negativos: nenhuma informação de mercado poderá apresentar valores negativos, exceto no caso de refaturamento.

§ 2° O SAMP enviará automaticamente à empresa declarante comunicado eletrônico sobre as irregularidades ocorridas.

CAPÍTULO XIII

DAS TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DAS USINAS HIDRELÉTRICAS COM CONCESSÕES PRORROGADAS NO ÂMBITO DA LEI N° 12.783/2013

Art. 55. As Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSDs - das usinas hidrelétricas com concessões prorrogadas em regime de cotas seguirão as regras dos processos de reajuste e revisão das tarifas das concessionárias de distribuição, sendo a alteração da tarifa concatenada com a revisão ou reajuste das Receitas Anuais de Geração.

CAPÍTULO XIII-A(Nova Redação dada pela Resolução Normativa 1024, de 28/06/2022)

DAS OBRIGAÇÕES PARA CÁLCULO DA TUSDg(Nova Redação dada pela Resolução Normativa 1024, de 28/06/2022)

Art. 55-A As distribuidoras que possuam instalações no nível de tensão de 138 kV ou 88 kV deverão encaminhar à ANEEL, até o dia 1º de março de cada ano, base de dados atualizada para fins de cálculo das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSDg, conforme orientações da ANEEL, as seguintes informações: (Nova Redação dada pela Resolução Normativa 1024, de 28/06/2022)

I - representação das cargas; (Nova Redação dada pela Resolução Normativa 1024, de 28/06/2022)

II - dados físicos das linhas de transmissão e transformadores de potência; e(Nova Redação dada pela Resolução Normativa 1024, de 28/06/2022)

III - dados das centrais geradoras conectadas no nível de tensão de 138 kV e 88 kV. (Nova Redação dada pela Resolução Normativa 1024, de 28/06/2022)

Art. 55-B As transmissoras deverão encaminhar à ANEEL os dados físicos das linhas de transmissão no nível de tensão de 138 kV ou 88 kV e dos transformadores de potência com tensão secundária igual a 138 kV ou 88 kV, até o dia 1º de março de cada ano. (Nova Redação dada pela Resolução Normativa 1024, de 28/06/2022)

Art. 55-C O detalhamento e a forma de envio dos dados e informações referidas nos arts. 55-A e 55-B serão regulamentados nos PRODIST. (Nova Redação dada pela Resolução Normativa 1024, de 28/06/2022)

Art. 55-D As distribuidoras deverão encaminhar à ANEEL, em até 60 dias após a sua assinatura, cópia dos CUSD e aditivos celebrados com centrais geradoras. (Nova Redação dada pela Resolução Normativa 1024, de 28/06/2022)

CAPÍTULO XIV

DAS DISPOSIÇÕES FINAIS

Art. 56. Revogar os seguintes atos normativos:

I - Resolução Normativa n° 435, de 24 de maio de 2011;

II - Resolução Normativa n° 457, de 8 de novembro de 2011;

III - Resolução Normativa n° 478, de 3 de abril de 2012;

IV - Resolução Normativa n° 509, de 18 de setembro de 2012;

V - Resolução Normativa n° 515, de 27 de novembro de 2012;

VI - Resolução Normativa n° 537, de 5 de março de 2013;

VII - Resolução Normativa n° 543, de 2 de abril de 2013;

VIII - Resolução Normativa n° 549, de 7 de maio de 2013;

IX - Resolução Normativa n° 562, de 9 de julho de 2013;

X - Resolução Normativa n° 604, de 11 de março de 2014;

XI - Resolução Normativa n° 608, de 25 de março de 2014;

XII - Resolução Normativa n° 635, de 2 de dezembro de 2014;

XIII - Resolução Normativa n° 640, de 16 de dezembro de 2014;

XIV - Resolução Normativa n° 643, de 16 de dezembro de 2014;

XV - Resolução Normativa n° 650, de 27 de fevereiro de 2015;

XVI - Resolução Normativa n° 652, de 17 de março de 2015;

XVII - Resolução Normativa n° 660, de 28 de abril de 2015;

XVIII - Resolução Normativa n° 686, de 17 de novembro de 2015;

XIX - Resolução Normativa n° 703, de 15 de março de 2016;

XX - Resolução Normativa n° 704, de 22 de março de 2016;

XXI - Resolução Normativa n° 716, de 3 de maio de 2016;

XXII - Resolução Normativa n° 721, de 24 de maio de 2016;

XXIII - Resolução Normativa n° 723, de 31 de maio de 2016;

XXIV - Resolução Normativa n° 748, de 29 de novembro de 2016;

XXV - Resolução Normativa n° 761, de 21 de fevereiro de 2017;

XXVI - Resolução Normativa n° 770, de 30 de maio de 2017;

XXVII - Resolução Normativa n° 773, de 27 de junho de 2017;

XXVIII - Resolução Normativa n° 774, de 27 de junho de 2017;

XXIX - Resolução Normativa n° 785, de 10 de outubro de 2017;

XXX - Resolução Normativa n° 788, de 24 de outubro de 2017;

XXXI - Resolução Normativa n° 791, de 14 de novembro de 2017;

XXXII - Resolução Normativa n° 803, de 23 de janeiro de 2018;

XXXIII - Resolução Normativa n° 806, de 6 de março de 2018;

XXXIV - Resolução Normativa n° 807, de 6 de março de 2018;

XXXV - Resolução Normativa n° 812, de 3 de maio de 2018;

XXXVI - Resolução Normativa n° 813, de 3 de maio de 2018;

XXXVII - Resolução Normativa n° 816, de 22 de maio de 2018;

XXXVIII - Resolução Normativa n° 828, de 2 de outubro de 2018;

XXXIX - Resolução Normativa n° 831, de 30 de outubro de 2018;

XL - Resolução Normativa n° 835, de 4 de dezembro de 2018;

XLI - Resolução Normativa n° 837, de 18 de dezembro de 2018;

XLII - Resolução Normativa n° 845, de 21 maio de 2019;

XLIII - Resolução Normativa n° 856, de 27 de agosto de 2019;

XLIV - Resolução Normativa n° 860, de 26 de novembro de 2019;

XLV - Resolução Normativa n° 865, de 17 de dezembro de 2019;

XLVI - Resolução Normativa n° 872, de 18 de fevereiro de 2020;

XLVII - Resolução Normativa n° 874, de 10 de março de 2020;

XLVIII - Resolução Normativa n° 877, de 17 de março de 2020;

XLIX - Resolução Normativa n° 880, de 7 de abril de 2020;

L - Resolução Normativa n° 882, de 20 de abril de 2020;

LI - Resolução Normativa n° 883, de 26 de maio de 2020;

LII - Resolução Normativa n° 908, de 15 de dezembro de 2020;

LIII - Resolução Normativa n° 900, de 8 de dezembro de 2020;

LIV - Resolução Normativa n° 912, de 02 de fevereiro de 2021;

LV - Resolução Normativa n° 926, de 16 de março de 2021;

LVI - Resolução Normativa n° 939, de29 de junho de 2021;

LVII - Resolução n° 674, de 9 de dezembro de 2002;

LVIII - Resolução Normativa n° 521, de 11 de dezembro de 2012;

LIX - Resolução Normativa n° 955, de 30 de novembro de 2021;

LX - Resolução Normativa n° 958, de 7 de dezembro de 2021; e

LXI - Resolução Normativa n° 925, de 31 de março de 2021.

Art. 57. Revogar os seguintes dispositivos:

I - art. 1º, 2º, 4º, 5º e 6º da Resolução Normativa n° 464, de 22 de novembro de 2011;

II - art. 10 e 11 da Resolução Normativa n° 547, de 16 de abril de 2013;

III - art. 26 da Resolução Normativa n° 581, de 11 de outubro de 2013;

IV - art. 1° e 2° da Resolução Normativa n° 593, de 17 de dezembro de 2013;

V - art. 1º, 2º, 3º, 4º, 5º e 8º da Resolução Normativa nº 607, de 18 de março de 2014;

VI - art. 1°, 4° e 5° da Resolução Normativa n° 631, de 25 de novembro de 2014;

VII - art. 1° e 2° da Resolução Normativa n° 639, de 9 de dezembro de 2014;

VIII - art. 1° a 4° da Resolução Normativa nº 649, de 27 de fevereiro de 2015;

IX - art. 1° e 2° da Resolução Normativa n° 657, de 14 de abril de 2015;

X - art. 3°, 4°, 8° e 9° da Resolução n° 667, de 29 de novembro de 2002;

XI - art. 2° da Resolução Normativa n° 694, de 15 de dezembro de 2015;

XII - art. 4° e 6° da Resolução Normativa n° 745, de 22 de novembro de 2016;

XIII - art. 4° da Resolução Normativa n° 746, de 22 de novembro de 2016;

XIV - art. 2° da Resolução Normativa n° 754, de 13 de dezembro de 2016;

XV - art. 7º da Resolução Normativa nº 775, de 27 de junho de 2017;

XVI - art. 1°, 6° e 10 da Resolução Normativa n° 800, de 19 de dezembro de 2017;

XVII - art. 1º e 2º da Resolução Normativa nº 818, de 19 de junho de 2018;

XVIII - art. 17 a 20 da Resolução Normativa n° 819, de 19 de junho de 2018;

XIX - art. 2° da Resolução Normativa n° 820, de 19 de junho de 2018;

XX - art. 1° da Resolução Normativa n° 821, de 26 de junho de 2018;

XXI - art. 2° da Resolução Normativa n° 830, de 23 de outubro de 2018;

XXII - art. 1° e 2° da Resolução Normativa n° 836, de 11 de dezembro de 2018;

XXIII - art. 4° a 7° da Resolução Normativa n° 838, de 18 de dezembro de 2018;

XXIV - art. 2° da Resolução Normativa n° 929, de 30 de março de 2021; e

XXV - art. 1° e 8° Resolução Normativa n° 952, de 23 de novembro de 2021.

Art. 58. Declarar consolidados os seguintes atos normativos:

I - Resolução n° 23, de 5 de fevereiro de 1999, no tema "Reserva Global de Reversão", conforme Portaria ANEEL n° 6.662, de 31 de maio de 2021; e

II - Resolução Normativa n° 731, de 23 de agosto de 2016, no tema "Metodologia de Cálculo da Depreciação Acumulada de Usinas de Geração de Energia Elétrica", conforme Portaria ANEEL n° 6.662, de 31 de maio de 2021.

Art. 59. Esta Resolução entra em vigor em 1° de março de 2022.

ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA

ANEXO I

ESTRUTURA DO PRORET - RELAÇÃO DE MÓDULOS E SUBMÓDULOS

Quadro I - Versões Vigentes

MÓDULOS	Anexo	Versão	VIGÊNCIA
Módulo 1 - INTRODUÇÃO	-	-	-
Submódulo 1.1 - Objetivos Gerais e Composição dos Módulos	-	-	-
Submódulo 1.2 - Fundamentos da Regulação	-	-	-
Submódulo 1.3 - Glossário e Termos Técnicos	-	-	-
Módulo 2 - REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DAS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO	-	-	-
Submódulo 2.1 - Procedimentos Gerais	XI	2.3 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.1 A - Procedimentos Gerais - Aditivo contratual 2016	XII	2.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.2 - Custos Operacionais	XIII	2.2 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.3 - Base de Remuneração Regulatória	XV	2.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.4 - Custo de Capital	XVI	4.1 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.5 - Fator X	XVII	4.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.5 A - Fator X - Aditivo contratual 2016	XVIII	3.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.6 - Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis	XIX	2.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.6 A - Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis	XIV	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.7 - Outras Receitas	XX	2.2 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.7 A - Outras Receitas - Aditivo contratual 2016	XXI	1.1 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.8 - Geração Própria de Energia	XXII	1.1 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.9 - Rito de Revisão Extraordinária das Concessionárias de Distribuição	XXIII	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.10 - Rito de Revisão Extraordinária das Concessionárias de Distribuição (pleitos decorrentes da pandemia do Coronavírus)	LXXVII	1.0C	Desde 1º/03/2022
Módulo 3 - REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL DAS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO	-	-	-
Submódulo 3.1 - Procedimentos Gerais	XXIV	1.4 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 3.1 A - Procedimentos Gerais - Aditivo contratual 2016	XXV	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 3.2 - Custos de Aquisição de Energia	XXVI	1.1 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 3.2 A - Custos de Aquisição de Energia - Aditivo contratual 2016	XXVII	1.1 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 3.3 - Custos de Transmissão	XXVIII	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 3.3 A - Custos de Transmissão - Aditivo contratual 2016	XXIX	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 3.4 - Encargos Setoriais	XXX	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 3.4 A - Encargos Setoriais - Aditivo contratual 2016	XXXI	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Módulo 4 - COMPONENTES FINANCEIROS DAS TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO	-	-	-
Submódulo 4.1 - Conceitos Gerais	XXXII	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 4.2 -Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela "A"	XXXIII	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 4.2 A -Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela "A" - Aditivo contratual 2016	XXXIV	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 4.3 -Sobrecontratação de Energia e Exposição ao Mercado de Curto Prazo	XXXV	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 4.4 -Demais Componentes Financeiros - DCF	XXXVI	1.5 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 4.4 A -Demais Componentes Financeiros - DCF - Aditivo contratual 2016	XXXVII	1.3 C	Desde 1º/03/2022
Módulo 5 - ENCARGOS SETORIAIS	-	-	-
Submódulo 5.1 - Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC	XXXVIII	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 5.2 - Conta de Desenvolvimento Energético - CDE	XXXIX	1.1 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 5.3 - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia - PROINFA	XL	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 5.4 - Encargo de Serviço de Sistema - ESS e Encargo de Energia de Reserva - EER	XLI	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 5.5 - Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE	XLII	1.1 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 5.6 - Pesquisa e Desenvolvimento - P&D, Eficiência Energética - EE	XLIII	1.3 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 5.7 - Reserva Global de Reversão - RGR	-	-	-
Submódulo 5.8 - Contribuição dos Associados - ONS	-	-	-
Submódulo 5.9 - Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH	XLIV	1.1 C	Desde 1º/03/2022
Módulo 6 - DEMAIS PROCEDIMENTOS	-	-	-
Submódulo 6.1 - Limites de Repasse dos Custos de Compra de Energia	XLV	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 6.2 - ITAIPU	XLVI	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 6.3 - Encargos de Conexão A1	XLVII	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 6.5 - Serviços Cobráveis	-	-	-
Submódulo 6.6 -Preço Médio da Energia Hidráulica (PMEH) e Tarifa Atualizada de Referência (TAR)	XLVIII	2.1 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 6.7 - Centrais de Geração Angra 1 e 2	XLIX	3.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 6.8 - Bandeiras Tarifárias	L	1.9 C	Desde 1º/03/2022
Módulo 7 - ESTRUTURA TARIFÁRIA DAS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO	-	-	-
Submódulo 7.1 - Procedimentos Gerais	LI	2.5C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 7.2 -Tarifas de Referências	LII	2.2 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 7.3 -Tarifas de Aplicação	LIII	2.3 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 7.4 - Tarifas para Centrais Geradoras	LIV	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Módulo 8 - PERMISSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO	-	-	-
Submódulo 8.1 - Revisão Tarifária Periódica	LV	2.1 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 8.2 - Reajuste Tarifário Anual	LVI	2.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 8.3 - Estrutura Tarifária	LVII	2.1 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 8.4 - Reajuste e Revisão Tarifária Periódica	LVIII	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 8.5 - Subvenção para Cooperativas com Reduzida Densidade de Carga	LIX	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Módulo 9 - CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO	-	-	-
Submódulo 9.1 - Revisão Periódica das Receitas das Concessionárias Existentes	LX	4.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 9.2 - Revisão Periódica das Receitas das Concessionárias Licitadas	LXI	4.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 9.3 - Reajuste Anual das Receitas de Transmissoras	LXII	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 9.4 - Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e da Tarifa de Transporte de Itaipu	-	-	-
Submódulo 9.5 - Cálculo da TUST para Geradores Participantes de Leilões de Energia Nova	-	-	-
Submódulo 9.6 - Cálculo dos Encargos de Uso e Conexão	-	-	-
Submódulo 9.7 - Implementação de Melhorias e Reforços em Instalações de Transmissão	LXIII	1.2 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 9.8 - Metodologia de Cálculo de Preço Teto da Receita Anual Permitida (RAP) dos Leilões de Concessão de Transmissão de Energia Elétrica	LXIV	1.2 C	Desde 1º/03/2022
Módulo 10 - ORDEM E CONDIÇÕES DE REALIZAÇÃO DOS PROCESSOS TARIFÁRIOS E REQUISITOS DE INFORMAÇÕES E OBRIGAÇÕES PERIÓDICAS	-	-	-
Submódulo 10.1 - Revisões Tarifárias de Distribuidoras	LXV	1.2 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 10.2 - Reajustes Tarifários de Distribuidoras e Permissionárias	LXVI	1.2 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 10.3 - Revisões Tarifárias de Permissionárias	LXVII	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 10.4 - Revisões e Reajustes das Receitas de Transmissoras	LXVIII	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 10.5 - Informações Periódicas para Cálculo da TUST e Encargos	-	-	-
Submódulo 10.6 - Informações Periódicas (SAMP/GTF)	LXIX	1.1 C	Desde 1º/03/2022
Módulo 11 - COMERCIALIZAÇÃO	-	-	-
Submódulo 11.1 - Distribuidoras com Mercado Próprio Inferior a 500 GWh/Ano	LXX	1.5 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 11.2 - Alocação de Cotas de Garantia Física das Usinas Enquadradas na Lei nº 12.783/2013	LXXI	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Módulo 12 - CONCESSIONÁRIAS DE GERAÇÃO	-	-	-
Submódulo 12.1 - Revisão da Receita Anual de Geração das Usinas Hidrelétricas Cotistas	LXXII	2.1 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 12.2 - Reajuste da Receita Anual de Geração das Usinas Hidrelétricas Cotistas	LXXIII	1.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 12.3 - Custo de Capital da Geração	LXXIV	2.1 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 12.4 - Ampliações em Instalações de Geração	LXXV	2.0 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 12.6 - Cotas-partes de Angra 1 e 2 e Itaipu	LXXVI	1.1 C	Desde 1º/03/2022

MÓDULOS	Anexo	Versão	VIGÊNCIA
Submódulo 7.3 -Tarifas de Aplicação	LIII	2.7	Desde 31/07/2024

(Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1098, de 23/07/2024)

Submódulo	Versão	Ato	Aprovação	Vigência de:	Até:
7.3	2.6	REN	1.060/2023	10/02/2023	31/07/2024

(Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1098, de 23/07/2024)

(Quadros I e II, Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1114, de 11/02/2025)

MÓDULOS	Anexo	Versão	VIGÊNCIA
Submódulo 4.4 - Demais Componentes Financeiros	XXXVI	1.9	Desde 11/04/2025
Submódulo 4.4A - Demais Componentes Financeiros	XXXVII	1.6	Desde 11/04/2025
Submódulo 5.2 - Conta de Desenvolvimento Energético - CDE	XXXIX	1.5	Desde 11/04/2025

(Quando I, Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1117, de 08/04/2025)

Submódulo	Versão	Ato	Aprovação	Vigência de:	Até:
4.4	1.8	REN	1.091/2024	03/06/2024	Desde 10/04/2025
4.4A	1.5	REN	1.091/2024	03/06/2024	Desde 10/04/2025
5.2	1.4	REN	1.102/2024	01/10/2024	Desde 10/04/2025

(Quando II, Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1117, de 08/04/2025)

(Anexo I, Quadros I e II alterados pela Resolução Normativa nº 1084, de 05/03/2024)

Quadro I do Anexo I

MÓDULOS	Anexo	Versão	VIGÊNCIA
Submódulo 2.1 - Procedimentos Gerais	XI	2.4	Desde 03/06/2024
Submódulo 2.1A - Procedimentos Gerais	XII	2.1	Desde 03/06/2024
Submódulo 2.2 - Custos Operacionais	XIII	4.1	Desde 03/06/2024
Submódulo 2.5 - Fator X	XVII	4.1	Desde 03/06/2024
Submódulo 2.5A - Fator X	XVIII	3.1	Desde 03/06/2024
Submódulo 2.6 - Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis	XIX	2.2	Desde 03/06/2024
Submódulo 2.6 A - Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis	XIV	1.1	Desde 03/06/2024
Submódulo 2.7 - Outras Receitas	XX	2.3	Desde 03/06/2024
Submódulo 2.7 A - Outras Receitas	XXI	1.2	Desde 03/06/2024
Submódulo 2.8 - Geração Própria	XXII	1.2	Desde 03/06/2024
Submódulo 3.1 - Procedimentos Gerais	XXIV	1.5	Desde 03/06/2024
Submódulo 3.1 A - Procedimentos Gerais - Aditivo contratual 2016	XXV	1.1	Desde 03/06/2024
Submódulo 3.2 - Custos de Aquisição de Energia	XXVI	1.2	Desde 03/06/2024
Submódulo 3.2 A - Custos de Aquisição de Energia - Aditivo contratual 2016	XXVII	1.2	Desde 03/06/2024
Submódulo 3.3 - Custos de Transmissão	XXVIII	1.1	Desde 03/06/2024
Submódulo 3.3A - Custos de Transmissão	XXIX	1.1	Desde 03/06/2024
Submódulo 3.4 -Encargos Setoriais	XXX	1.1	Desde 05/12/2022
Submódulo 3.4A - Encargos Setoriais	XXXI	1.1	Desde 05/12/2022
Submódulo 4.2 - Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela "A"	XXXIII	1.2	Desde 03/06/2024
Submódulo 4.2A - Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela "A" - Aditivo contratual 2016	Incorporado pelo Submódulo 4.2
Submódulo 4.4 - Demais Componentes Financeiros	XXXVI	1.8	Desde 03/06/2024
Submódulo 4.4A - Demais Componentes Financeiros	XXXVII	1.5	Desde 03/06/2024
Submódulo 5.5 - Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE	XLII	1.2	Desde 03/06/2024
Submódulo 6.3 - Encargo de Conexão Regulado	XLVII	2.0	Desde 03/06/2024
Submódulo 7.4 - Tarifas para Centrais Geradoras	LVI	2.2	Desde 03/06/2024
Submódulo 8.4 - Reajuste e Revisão Tarifária Periódica	LVIII	1.2	Desde 03/06/2024
Submódulo 9.1 - Revisão Periódica das Receitas das Concessionárias de Transmissão	LX	4.2	Desde 03/06/2024
Submódulo 9.2 - Revisão Periódica das Receitas das Concessionárias de Transmissão Licitadas	LXI	4.3	Desde 03/06/2024
Submódulo 9.3 - Reajuste Anual das Receitas das Concessionárias de Transmissão	LXII	1.1	Desde 03/06/2024
Submódulo 9.5 - Cálculo da TUST para Geradores Participantes de Leilões de Energia Nova	cancelado
Submódulo 9.6 - Cálculo dos Encargos de Uso e Conexão	cancelado
Submódulo 9.7 - Implementação de melhorias e reforços em instalações sob responsabilidade de Concessionárias de Transmissão	LXIII	2.1	Desde 05/02/2024
Submódulo 10.1 - Ritos dos processos de Revisões Tarifárias de Distribuidoras	LXV	2.0	Desde 03/06/2024
Submódulo 10.2 - Ritos dos processos de Reajustes Tarifárias de Distribuidoras	LXVI	2.0	Desde 03/06/2024
Submódulo 10.4 - Ritos dos processos de Reajustes das Receitas das Transmissoras	LXVIII	1.1	Desde 03/06/2024
Submódulo 10.6 - Informações Periódicas da Distribuição	LXIX	1.2	Desde 03/06/2024
Submódulo 11.1 - Distribuidoras com Mercado Próprio inferior a 700 GWh/Ano	LXX	1.5 C	Desde 1º/03/2022
Submódulo 12.1 - Revisão Periódica das receitas de geradoras	LXXII	2.3	Desde 03/06/2024
Submódulo 12.4 - Autorização de Ampliações e Melhorias em instalações de geração	LXXV	2.1	Desde 03/06/2024

Incluído a vigência da nova versão do Submódulo 5.2 do PRORET a partir de 1º de outubro de 2024. (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1102, de 24/09/2024)

Este conteúdo não substitui o publicado na versão certificada. (Anexo I, Quadro I, alterado pela Resolução Normativa nº 1091, de 14/05/2024)

MÓDULOS: Submódulo 7.1 - Procedimentos Gerais; Anexo: LI; Versão: 2.6; Vigência: Desde 7/04/2022; (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1008, de 15/03/2022)

MÓDULOS: Submódulo 7.2 - Tarifas de Referência; Anexo: LII; Versão: 2.4; Vigência: Desde 7/04/2022. (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1008, de 15/03/2022)

MÓDULOS: Submódulo 9.1 - Revisão Periódica das Receitas das Concessionárias Existentes; Anexo: LX; Versão: 4.1; Vigência: Desde 1º/1/2023; (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1020, de 17/05/2022, a partir de 01/01/2023)

MÓDULOS: Submódulo 9.2 - Revisão Periódica das Receitas das Concessionárias Licitadas; Anexo: LXI; Versão: 4.1; Vigência: Desde 1º/1/2023; (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1020, de 17/05/2022, a partir de 01/01/2023)

MÓDULOS: Submódulo 9.1 - Revisão Periódica das Receitas das Concessionárias Existentes; Anexo: LX; Versão: 4.1; Vigência: Desde 01/07/2022; (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1022, de 31/05/2022, a partir de 01/07/2022)

MÓDULOS: Submódulo 9.2 - Revisão Periódica das Receitas das Concessionárias Licitadas; Anexo: LXI; Versão: 4.1; Vigência: Desde 01/07/2022. (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1022, de 31/05/2022, a partir de 01/07/2022)

MÓDULOS: Submódulo 9.7 - Implementação de Melhorias e Reforços em Instalações de Transmissão; Anexo: LXIII; Versão: 2.0; Vigência: Desde 1º/1/2023. (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1020, de 17/05/2022, a partir de 01/01/2023)

MÓDULOS: Submódulo 7.3 - Tarifas de Aplicação; LIII; 2.4 C; Desde 01/08/2022; (Nova Redação dada pela Resolução Normativa 1028, de 26/07/2022)

MÓDULOS: Submódulo 8.6 - Componentes Financeiros; LIX-A; 1.0; Desde 01/08/2022; (Nova Redação dada pela Resolução Normativa 1028, de 26/07/2022)

MÓDULOS: Submódulo 11.2 - Alocação de Cotas de Garantia Física das Usinas Enquadradas na Lei nº 12.783/2013; LIXXI; 1.1 C; Desde 1º/8/2022; (Nova Redação dada pela Resolução Normativa 1028, de 26/07/2022)

MÓDULOS: Submódulo 12.6 - Alocação de Cotas de Garantia Física das Usinas Enquadradas na Lei nº 12.783, de 2013; LIXXI; 1.2 C; Desde 1º/8/2022; (Nova Redação dada pela Resolução Normativa 1028, de 26/07/2022)

MÓDULOS: Submódulo 12.1 - Revisão da Receita Anual de Geração das Usinas Hidrelétricas Cotistas; LXXII; 2.2; Desde 18/07/2023. (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1066, de 18/07/2023)

Quadro II - Versões Anteriores

Submódulo	Versão	Ato	Aprovação	Vigência de:	Até:
2.1	1.0	REN	457/2011	11/11/2011	23/12/2014
2.1	1.1	REN	640/2014	24/12/2014	05/05/2015
2.1	2.0	REN	660/2015	06/05/2015	22/11/2015
2.1	2.1	REN	686/2015	23/11/2015	26/06/2016
2.1	2.2	DSP	1646/2016	27/06/2016	28/02/2022
2.1 A	1.0	REN	761/2017	24/02/2017	28/02/2022
2.2	1.0	REN	457/2011	11/11/2011	23/12/2014
2.2	1.1	REN	640/2014	24/12/2014	05/05/2015
2.2	2.0	REN	660/2015	06/05/2015	12/03/2018
2.2	3.0	REN	806/2018	13/03/2018	02/01/2022
2.2	4.0	REN	958/2021	03/01/2022	28/02/2022
2.2 A	1.0	REN	761/2017	24/02/2017	12/03/2018
2.2 A	2.0	REN	806/2018	13/03/2018	02/01/2022
2.2 A	3.0	REN	958/2021	03/01/2022	28/02/2022
2.3	1.0	REN	457/2011	11/11/2011	10/04/2013
2.3	1.1	REN	544/2013	11/04/2013	22/08/2013
2.3	1.2	REN	573/2013	23/08/2013	17/12/2014
2.3	1.3	REN	635/2013	18/12/2014	23/12/2014
2.3	1.4	REN	640/2014	24/12/2014	22/11/2015
2.3	2.0	REN	686/2015	23/11/2015	28/02/2022
2.4	1.0	REN	457/2011	11/11/2011	23/12/2014
2.4	1.1	REN	640/2014	24/12/2014	04/02/2015
2.4	2.0	REN	648/2015	05/02/2015	12/03/2018
2.4	2.1	REN	807/2018	13/03/2018	28/02/2022
2.5	1.0	REN	457/2011	11/11/2011	23/12/2014
2.5	1.1	REN	640/2014	24/12/2014	05/05/2015
2.5	2.0	REN	660/2015	06/05/2015	18/03/2020
2.5	3.0	REN	877/2020	19/03/2020	31/12/2021
2.5	4.0	REN	925/2021	01/01/2022	28/02/2022
2.5 A	1.0	REN	761/2017	24/02/2017	18/03/2020
2.5 A	2.0	REN	877/2020	19/03/2020	31/12/2021
2.5 A	3.0	REN	925/2021	01/01/2022	28/02/2022
2.6	1.0	REN	457/2011	11/11/2011	17/11/2013
2.6	1.1	REN	585/2013	18/11/2013	23/12/2014
2.6	1.2	REN	640/2014	24/12/2014	05/05/2015
2.6	2.0	REN	660/2015	06/05/2015	02/01/2022
2.6	2.1	REN	958/2021	03/01/2022	28/02/2022
2.6 A	1.0	REN	958/2021	03/01/2022	28/02/2022
2.7	1.0	REN	457/2011	01/12/2011	05/11/2013
2.7	1.1	REN	581/2013	06/11/2013	23/12/2014
2.7	1.2	REN	640/2014	24/12/2014	05/05/2015
2.7	2.0	REN	660/2015	06/05/2015	21/12/2016
2.7	2.1	REN	754/2016	22/12/2016	04/07/2018
2.7	2.2	REN	819/2018	05/07/2018	28/02/2022
2.7 A	1.0	REN	761/2017	24/02/2017	04/07/2018
2.7 A	1.1	REN	819/2018	05/04/2018	28/02/2022
2.8	1.0	REN	457/2011	11/11/2011	23/12/2014
2.8	1.1	REN	640/2014	24/12/2014	28/02/2022
2.9	1.0	REN	791/2017	23/11/2017	28/02/2022
2.10	1.0	REN	952/2021	01/01/2022	28/02/2022
3.1	1.0	REN	604/2014	17/03/2014	06/04/2014
3.1	1.1	REN	609/2014	07/04/2014	22/03/2015
3.1	1.2	REN	652/2015	23/03/2015	09/11/2015
3.1	1.3	REN	685/2015	10/11/2015	27/03/2015
3.1	1.4	REN	703/2016	28/03/2016	28/02/2022
3.1 A	1.0	REN	761/2017	24/02/2017	28/02/2022
3.2	1.0	REN	604/2014	17/03/2014	25/01/2017
3.2	1.1	REN	803/2018	26/01/2018	28/02/2022
3.2 A	1.0	REN	761/2017	24/02/2017	24/01/2018
3.2 A	1.1	REN	803/2018	26/01/2018	28/02/2022
3.3	1.0	REN	604/2014	17/03/2014	28/02/2022
3.3 A	1.0	REN	761/2017	24/02/2017	28/02/2022
3.4	1.0	REN	604/2014	17/03/2014	28/02/2022
3.4 A	1.0	REN	761/2017	24/02/2017	28/02/2022
4.1	1.0	REN	703/2016	28/03/2016	28/02/2022
4.2	1.0	REN	703/2016	28/03/2016	02/01/2022
4.2	1.1	REN	955/2021	03/01/2022	28/02/2022
4.2 A	1.0	REN	761/2017	24/02/2017	28/02/2022
4.3	1.0	REN	703/2016	28/03/2016	02/01/2022
4.3	1.1	REN	955/2021	03/01/2022	28/02/2022
4.4	1.0	REN	703/2016	28/03/2016	21/04/2016
4.4	1.1	REN	711/2016	22/04/2016	28/11/2016
4.4	1.2	REN	746/2016	29/11/2016	18/12/2017
4.4	1.3	REN	796/2017	19/12/2017	25/01/2018
4.4	1.4	REN	803/2018	26/01/2018	26/05/2019
4.4	1.5	REN	845/2019	27/05/2019	02/01/2022
4.4	1.6	REN	955/2021	03/01/2022	28/02/2022
4.4 A	1.0	REN	761/2017	24/02/2017	18/12/2017
4.4 A	1.1	REN	796/2017	19/12/2017	25/01/2018
4.4 A	1.2	REN	803/2018	26/01/2018	26/05/2019
4.4 A	1.3	REN	845/2019	27/05/2019	28/02/2022
5.1	1.0	REN	800/2017	22/12/2017	28/02/2022
5.2	1.0	REN	800/2017	22/12/2017	27/06/2018
5.2	1.1	REN	821/2018	28/06/2018	28/02/2022
5.3	1.0	REN	515/2012	29/11/2012	28/02/2022
5.4	1.0	REN	837/2018	28/12/2018	28/02/2022
5.5	1.0	REN	591/2013	13/01/2013	30/05/2015
5.5	1.1	REN	723/2016	31/05/2016	28/02/2022
5.6	1.0	REN	737/2016	05/10/2016	22/10/2018
5.6	1.1	REN	830/2018	23/10/2018	28/02/2022
5.9	1.0	REN	509/2012	23/11/2015	28/02/2022
6.1	1.0	REN	703/2016	28/03/2016	02/01/2022
6.1	1.1	REN	955/2021	03/01/2022	28/02/2022
6.2	1.0	REN	770/2017	01/06/2017	28/02/2022
6.3	1.0	REN	478/2012	18/04/2012	28/02/2022
6.6	1.0	REN	509/2012	18/09/2012	14/12/2016
6.6	1.1	REN	750/2016	15/12/2016	03/10/2018
6.6	2.0	REN	828/2018	04/10/2018	28/02/2022
6.7	1.0	REN	529/2012	28/12/2012	04/12/2014
6.7	1.1	REN	632/2014	05/12/2014	17/12/2015
6.7	2.0	REN	695/2015	03/07/2017	25/12/2018
6.7	3.0	REN	838/2018	26/12/2018	28/02/2022
6.8	1.0	REN	649/2015	02/03/2015	30/11/2015
6.8	1.1	REN	689/2015	01/12/2015	23/12/2015
6.8	1.2	REN	694/2015	24/12/2015	31/01/2016
6.8	1.3	REN	700/2016	01/02/2016	19/02/2017
6.8	1.4	REN	760/2017	20/02/2017	27/04/2018
6.8	1.5	REN	811/2018	27/04/2018	14/08/2018
6.8	1.6	REN	826/2018	15/08/2018	26/05/2019
6.8	1.7	REN	845/2019	27/05/2019	28/02/2022
7.1	1.0	REN	464/2011	28/11/2011	03/07/2012
7.1	1.1	REN	498/2012	04/07/2012	09/05/2013
7.1	1.2	REN	547/2013	10/05/2013	26/12/2013
7.1	1.3	REN	593/2013	27/12/2013	23/03/2014
7.1	1.4	REN	607/2014	24/03/2014	01/03/2015
7.1	1.5	REN	650/2015 E 649/2015	02/03/2015	14/04/2015
7.1	2.0	REN	657/2015	15/04/2015	31/05/2016
7.1	2.1	REN	721/2016	01/06/2016	23/02/2017
7.1	2.2	REN	745/2016	29/11/2016	23/02/2017
7.1	2.3	REN	761/2017	24/02/2017	09/07/2017
7.1	2.4	REN	775/2017	10/07/2017	28/02/2022
7.2	1.0	REN	464/2011	28/11/2011	03/07/2012
7.2	1.1	REN	498/2012	04/07/2012	23/03/2014
7.2	1.2	REN	607/2014	24/03/2014	14/04/2015
7.2	2.0	REN	657/2015	15/04/2015	07/02/2017
7.2	2.1	REN	757/2017	08/02/2017	23/02/2017
7.2	2.2	REN	761/2017	24/02/2017	28/02/2022
7.3	1.0	REN	464/2011	28/11/2011	17/04/2012
7.3	1.1	REN	478/2012	18/04/2012	03/07/2012
7.3	1.2	REN	498/2012	04/07/2012	04/04/2013
7.3	1.3	REN	543/2013	05/04/2013	29/12/2013
7.3	1.4	REN	593/2013	30/12/2013	23/03/2014
7.3	1.5	REN	607/2014	24/03/2014	01/03/2015
7.3	1.6	REN	649/2015	02/03/2015	14/04/2015
7.3	2.0	REN	657/2015	15/04/2015	25/10/2015
7.3	2.1	REN	682/2015	26/10/2015	31/05/2016
7.3	2.2	REN	721/2016	01/06/2016	22/12/2019
7.3	2.3	REN	865/2019	23/12/2019	28/02/2022
7.4	1.0	REN	657/2015	15/04/2015	28/02/2022
8.1	1.0	REN	537/2013	15/03/2013	26/06/2013
8.1	1.1	REN	555/2013	27/06/2013	05/11/2013
8.1	1.2	REN	581/2013	06/11/2013	27/03/2016
8.1	2.0	REN	704/2016	28/03/2016	06/05/2018
8.1	2.1	REN	813/2018	07/05/2018	28/02/2022
8.2	1.0	REN	621/2014	14/08/2014	22/03/2015
8.2	1.1	REN	652/2015	23/03/2015	27/03/2016
8.2	2.0	REN	704/2016	28/03/2016	28/02/2022
8.3	1.0	REN	537/2013	15/03/2013	23/03/2014
8.3	1.1	REN	607/2014	24/03/2014	22/12/2014
8.3	1.2	REN	639/2014	23/12/2014	14/04/2015
8.3	1.3	REN	657/2015	15/04/2015	27/03/2016
8.3	2.0	REN	704/2016	28/03/2016	02/07/2017
8.3	2.1	REN	773/2017	03/07/2017	28/02/2022
8.4	1.0	REN	704/2016	28/03/2016	28/02/2022
8.5	1.0	REN	788/2017	27/10/2017	28/02/2022
9.1	1.0	REN	553/2013	10/06/2013	21/12/2016
9.1	1.1	REN	754/2016	22/12/2016	29/05/2018
9.1	2.0	REN	816/2018	30/05/2018	28/02/2022
9.2	1.0	REN	490/2012	29/05/2012	24/03/2016
9.2	2.0	REH	2030/2016	28/03/2016	29/05/2018
9.2	3.0	REN	816/2018	30/05/2018	28/02/2022
9.3	1.0	REN	774/2017	06/07/2017	28/02/2022
9.7	1.0	REN	491/2012	25/06/2012	21/12/2014
9.7	1.1	REN	643/2014	22/12/2014	28/02/2022
9.8	1.0	REN	653/2015	26/03/2015	19/12/2016
9.8	1.1	REN	749/2016	20/12/2016	29/10/2018
9.8	1.2	REN	831/2018	30/10/2018	28/02/2022
10.1	1.0	REN	458/2011	11/11/2011	03/07/2012
10.1	1.1	REN	498/2012	04/07/2012	14/07/2013
10.1	1.2	REN	562/2013	15/07/2013	28/02/2022
10.2	1.0	REN	459/2011	11/11/2011	03/07/2012
10.2	1.1	REN	498/2012	04/07/2012	22/03/2015
10.2	1.2	REN	652/2015	23/03/2015	28/02/2022
10.3	1.0	REN	537/2013	15/03/2013	28/02/2022
10.4	1.0	REN	774/2017	06/07/2017	28/02/2022
10.6	1.0	REN	812/2018	09/05/2018	04/07/2018
10.6	1.1	REN	819/2018	05/07/2018	28/02/2022
11.1	1.0	REN	607/2014	24/03/2014	22/12/2014
11.1	1.1	REN	639/2014	23/12/2014	29/09/2015
11.1	1.2	DSP	3311/2015	30/09/2015	27/03/2016
11.1	1.3	REN	703/2016	28/03/2016	31/05/2016
11.1	1.4	REN	721/2016	01/06/2016	25/01/2018
11.1	1.5	REN	803/2018	26/01/2018	28/02/2022
11.2	1.0	REN	785/2017	25/10/2017	28/02/2022
12.1	1.0	REN	818/2018	18/06/2018	28/02/2022
12.2	1.0	REN	856/2019	28/08/2019	28/02/2022
12.3	1.0	REN	608/2014	14/04/2014	28/02/2022
12.4	1.0	REN	642/2015	01/01/2015	26/06/2018
12.4	2.0	REN	818/2018	27/06/2018	28/02/2022
12.6	1.0	REN	836/2018	11/12/2018	25/12/2018
12.6	1.1	REN	838/2018	26/12/2018	28/02/2022

Submódulo: 7.1; Versão: 2.5 C; Ato: REN; Aprovação: 1.003/2022; Vigência de: 01/03/2022; Até: 09/04/2022; (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1008, de 15/03/2022)

Submódulo: 7.2; Versão: 2.2 C; Ato: REN; Aprovação: 1.003/2022; Vigência de: 01/03/2022; Até: 09/04/2022. (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1008, de 15/03/2022)

MÓDULOS: Submódulo 9.1 - Revisão Periódica das Receitas das Concessionárias Existentes; Anexo: LX; Versão: 4.0C; Vigência: Desde 1º/3/2022; (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1020, de 17/05/2022, a partir de 01/01/2023)

MÓDULOS: Submódulo 9.2 - Revisão Periódica das Receitas das Concessionárias Licitadas; Anexo: LXI; Versão: 4.0C; Vigência: Desde 1º/3/2022; (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1020, de 17/05/2022, a partir de 01/01/2023)

MÓDULOS: Submódulo 9.7 - Implementação de Melhorias e Reforços em Instalações de Transmissão; Anexo: LXIII; Versão: 1.2C; Vigência: Desde 1º/3/2022. (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1020, de 17/05/2022, a partir de 01/01/2023)

Submódulo: 9.1; Versão: 4.0 C; Ato: REN; Aprovação: 1.003/2022; Vigência de: 01/03/2022; Até: 30/06/2022; (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1022, de 31/05/2022, a partir de 01/07/2022)

Submódulo: 9.2; Versão: 4.0 C; Ato: REN; Aprovação: 1.003/2022; Vigência de: 01/03/2022; Até: 30/06/2022. (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1022, de 31/05/2022, a partir de 01/07/2022)

Incluído a vigência da nova versão do Submódulo 5.2 do PRORET a partir de 1º de outubro de 2024. (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1102, de 24/09/2024)

Quadro I – Versões Vigentes

MÓDULOS	Anexo	Versão	Vigência
[...]	[...]	[...]	[...]
Submódulo 5.4 – Encargo de Serviço de Sistema – ESS, Encargo de Energia de Reserva – EER e Encargo de Potência para Reserva de Capacidade – ERCAP	XLI	2.0	Desde 1º/10/2024
[...]	[...]	[...]	[...]

Quadro II – Versões Anteriores

Submódulo	Versão	Ato	REN	Vigência de:	Até:
[...]	[...]	[...]	[...]	[...]	[...]
5.4	1.0	REN	837/2018	28/12/2018	28/02/2022
5.4	1.0 C	REN	1.003/2022	1º/03/2022	30/09/2024
[...]	[...]	[...]	[...]	[...]	[...]

(Quadros I e II, Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1103, de 24/09/2024)

ANEXO II

PROCEDIMENTOS PARA CREDENCIAMENTO DAS EMPRESAS AVALIADORAS

REQUISITOS PARA PARTICIPAR DO CREDENCIAMENTO

As pessoas jurídicas interessadas em participar do processo de credenciamento para a execução de avaliação dos ativos imobilizados em serviço das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, para fins da composição da base de remuneração, conforme disposto nesta Resolução, devem encaminhar proposta para a ANEEL, atendendo às exigências estabelecidas no presente Anexo.

Não poderão participar, direta ou indiretamente, do presente credenciamento:

a. empresas sob falência, concurso de credores, dissolução ou liquidação;

b. empresas que, por qualquer motivo, foram declaradas inidôneas para licitar ou contratar com qualquer órgão da Administração Pública Direta ou Indireta, Federal, Municipal ou do Distrito Federal, enquanto perdurarem os motivos determinantes da punição ou até que seja promovida a reabilitação perante a própria autoridade que aplicou a penalidade;

c. empresas que, por qualquer motivo, foram suspensas ou descredenciadas, pela ANEEL, para executarem os trabalhos de avaliação dos ativos imobilizados dos agentes do setor elétrico; e

d. empresas que possuírem em seu quadro profissionais que tenham participado, direta ou indiretamente, de empresas que foram suspensas ou descredenciadas.

Para estarem aptas ao credenciamento pela ANEEL, as pessoas jurídicas interessadas devem atender aos seguintes requisitos:

a. ser pessoa jurídica brasileira regularmente constituída, sendo admitida a participação de pessoas jurídicas estrangeiras que funcionem no país ou associadas à pessoa jurídica brasileira na condição de consorciadas.

b. a proponente deve apresentar os documentos que comprovem a sua regular constituição e que estão legalmente autorizadas a exercer atividades, conforme a seguir:

b.1) ato constitutivo, estatuto ou contrato social em vigor, devidamente registrado na Junta Comercial ou no Registro Civil das Pessoas Jurídicas;

b.2) atos de eleição ou designação dos atuais representantes legais da pessoa jurídica;

b.3) comprovante de inscrição no Cadastro Nacional de Pessoa Jurídica (CNPJ);

b.4) comprovante de inscrição no cadastro de contribuintes municipal ou estadual relativo ao domicílio ou sede da empresa; e

b.5) Decreto de autorização, devidamente arquivado, em se tratando de empresa ou sociedade estrangeira em funcionamento no País, e ato de registro ou autorização para funcionamento expedido pelo órgão competente, quando a atividade assim o exigir.

c. no caso da constituição de consórcio, devem ser observadas as seguintes disposições:

c.1) a empresa líder do Consórcio será pessoa jurídica brasileira;

c.2) a empresa líder deve apresentar o instrumento de constituição ou de compromisso de constituição do Consórcio, quando da apresentação da proposta de credenciamento; e

c.3) a(s) consorciada(s) devem conferir à líder amplos poderes para representá-la(s) no processo de credenciamento.

d. a empresa líder deve definir a responsabilidade da(s) consorciada(s) quanto ao cumprimento das obrigações técnicas e/ou contratuais, devendo os consorciados serem, obrigatoriamente, responsáveis solidários pelo cumprimento de todas as obrigações decorrentes do credenciamento.

e. a proponente deve apresentar comprovação de cadastramento junto ao Sistema de Cadastramento Unificado de Fornecedores - SICAF ou os documentos, a seguir relacionados, que comprovem a sua regularidade fiscal:

e.1) prova de regularidade com a Fazenda Federal, com a apresentação de Certidões da Secretaria da Receita Federal e da Dívida Ativa da União;

e.2) prova de regularidade com a Fazenda Estadual, se a empresa estiver inscrita junto à Secretaria da Fazenda Estadual; caso contrário, informar por escrito a sua não vinculação àquela Fazenda;

e.3) prova de regularidade com a Fazenda Municipal do domicílio ou sede da empresa; e

e.4) prova de regularidade relativa à Seguridade Social, demonstrando situação regular no cumprimento dos encargos sociais instituídos por lei (FGTS e INSS).

f. a proponente deve apresentar os documentos, a seguir relacionados, para comprovação de sua boa situação econômico-financeira:

f.1) balanço patrimonial e demonstrações contábeis do último exercício social, já exigíveis e apresentados na forma da lei, que comprovem a boa situação financeira da empresa, assinado por representante da empresa e pelo contador, informando o número do Livro Diário e respectivas folhas onde se encontram registrados, exceto quando publicado em órgão da imprensa oficial; e

f.2) certidão negativa de falência ou concordata, expedida pelo distribuidor da sede da empresa.

g. a proponente deve apresentar comprovante de registro, em vigor, junto ao Conselho Regional de Engenharia, Arquitetura e Agronomia, bem como junto ao Conselho Regional de Contabilidade ou Conselho Regional de Economia ou Conselho Regional de Administração, da sua sede.

h. a proponente deve apresentar declaração de Fato Superveniente, conforme modelo no Anexo III.

i. a proponente não pode ter qualquer conflito ou comunhão de interesses com a concessionária contratante, diretamente ou por meio de coligadas, pertencentes ao mesmo grupo econômico, atual ou potencial (entendido como "potencial" os processos de negociação de conhecimento público em andamento - fusão, incorporação, aquisição, cisão, dentre outros) em especial com relação a atividades de auditoria, consultoria ou assessoramento, à concessionária, a acionistas ou a qualquer outra sociedade envolvida.

j. exige-se, como requisito para a participação no presente credenciamento, a independência da proponente e dos consultores que integram sua equipe técnica, sob a forma de declaração, conforme modelo no Anexo IV, nos seguintes termos:

j.1) a proponente deve declarar que não realizará trabalhos de avaliação, objeto do presente credenciamento, para concessionária (ou empresas do mesmo grupo) para a qual tenha prestado serviço de avaliação de ativos, o qual não tenha obedecido aos critérios definidos na presente Resolução, nos 12 (doze) meses anteriores à sua contratação; e

j.2) a proponente deve declarar que não prestará, nos 12 (doze) meses posteriores a conclusão do serviço objeto da presente Resolução, outros serviços de auditoria, assessoramento e/ou consultoria à concessionária contratante do trabalho de avaliação ou a empresas do mesmo grupo, exceção feita a trabalhos de avaliação que obedeçam rigorosamente aos critérios e metodologia definidos na presente Resolução.

k. a empresa avaliadora proponente deve comprovar que seus profissionais desenvolveram com sucesso trabalhos de avaliação de ativos, inclusive máquinas e equipamentos, conforme exigências a seguir:

k.1) comprovar que efetivamente desenvolveu e concluiu, de forma satisfatória, nos últimos 5 (cinco) anos, trabalhos em, no mínimo, 6 (seis) empresas de grande porte, isto é, empresas com faturamento anual acima de R$ 400 milhões, no último balanço publicado; e

k.2) comprovar que efetivamente desenvolveu e concluiu, de forma satisfatória, nos últimos 5 (cinco) anos, trabalhos similares em, no mínimo, 2 (duas) empresas concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica no Brasil, das áreas de distribuição ou transmissão.

l. a comprovação de experiência dos profissionais da proponente, no Brasil e/ou no exterior, nos serviços que são objeto desse credenciamento, nos termos do disposto nos subitens k.1 e k.2, deve ser comprovada mediante apresentação de documentação que atenda às seguintes determinações:

l.1) atestado(s) de capacidade técnico-operacional expedido(s) por empresa(s) pública(s) ou privada(s), emitido(s) em papel timbrado, assinado(s) por representante devidamente autorizado da empresa contratante dos serviços, com firma reconhecida (quando não se tratar de órgão público), que comprove a experiência apresentada e que o serviço foi prestado de forma satisfatória. O atestado de capacidade técnico-operacional deve trazer indicação clara e legível do cargo e nome do representante da empresa que o assina;

l.2) referência, para eventual consulta, incluindo nome, número de telefone e endereço eletrônico do representante legal do contratante.

m. os atestados de capacidade técnica-operacional devem apresentar, no mínimo, as seguintes informações:

m.1) razão social do emitente;

m.2) razão social da empresa prestadora do serviço;

m.3) especificação dos serviços prestados (descrição detalhada que possibilite clara identificação do tipo, porte e características do serviço executado);

m.4) pronunciamento quanto à adequação dos serviços prestados;

m.5) local e data da realização dos serviços e da emissão do atestado; e

m.6) assinatura e identificação do emitente (nome completo legível, cargo e função).

n. a empresa avaliadora proponente deve comprovar, quando da solicitação de credenciamento, possuir, em seu quadro permanente, há pelo menos 3 (três) meses, profissionais de nível superior com comprovada experiência na execução de trabalhos de avaliação de ativos operacionais, inclusive máquinas e equipamentos, conforme exigências a seguir:

n.1) a empresa avaliadora deve comprovar possuir, na data do credenciamento, pelo menos 3 (três) empregados ou sócios, portadores de diploma universitário, com comprovada experiência na execução de trabalhos similares em empresas do setor de energia elétrica no Brasil, sendo pelo menos 1 (um) profissional da área de engenharia; e

n.2) a empresa avaliadora deve comprovar possuir, na data do credenciamento, pelo menos 5 (cinco) empregados ou sócios, portadores de diploma universitário, com comprovada experiência na execução de trabalhos em empresas de grande porte, sendo pelo menos 3 (três) profissionais de áreas da engenharia.

o. a comprovação de experiência dos profissionais da proponente, no Brasil e/ou no exterior, nos serviços que são objeto desse credenciamento, nos termos do disposto nos subitens n.1 e n.2, deve ser feita mediante a apresentação de atestados de capacidade técnica, atendendo às determinações abaixo, que comprovem a efetiva participação de cada profissional na execução de pelo menos 2 (dois) trabalhos:

o.1) atestado(s) de capacidade técnica expedido(s) por empresa(s) pública(s) ou privada(s), emitido(s) em papel timbrado, assinado(s) por representante devidamente autorizado da empresa contratante dos serviços, com firma reconhecida (quando não se tratar de órgão público), que comprove a realização do serviço respectivo e que o mesmo foi prestado de forma satisfatória. O atestado de capacidade técnica deve trazer indicação clara e legível do cargo e nome completo do representante da empresa que o assina; e

o.2) referência, para eventual consulta, incluindo nome, número de telefone e endereço eletrônico do representante legal do contratante.

p. os atestados de capacidade técnica devem apresentar, no mínimo, as seguintes informações:

p.1) razão social do emitente;

p.2) razão social da empresa prestadora do serviço;

p.3) nome(s) completo(s) do(s) profissional(ais) que efetivamente participou(aram) do serviço;

p.4) especificação dos serviços prestados (descrição detalhada que possibilite clara identificação do tipo, porte e características do serviço executado);

p.5) pronunciamento quanto à adequação dos serviços prestados;

p.6) local e data da realização dos serviços e da emissão do atestado; e

p.7) assinatura e identificação do emitente (nome completo legível, cargo e função).

q) a proponente deve apresentar, para cada um dos profissionais relacionados nos subitens n.1 e n.2, os seguintes documentos:

q.1) Curriculum Vitae, devidamente assinado pelo profissional, contendo a formação acadêmica, endereço completo, telefone e "e-mail" para contato, áreas de especialização e descrição objetiva da experiência profissional;

q.2) cópia do registro na entidade profissional competente, juntamente com cópia da última anuidade paga ou declaração de regularidade expedida pela instituição a, no máximo, 90 (noventa) dias; e

q.3) documentos que comprovem a vinculação do profissional com a proponente, em particular: cópia da carteira de trabalho ou ficha de registro de empregado, e/ou contrato de prestação de serviço, juntamente com cópias das guias de recolhimento do FGTS, devidamente quitadas, referentes aos três últimos meses; ou contrato social, no caso de sócio.

r. os documentos exigidos nos itens q.1 a q.3 devem ser apresentados no original ou em cópias autenticadas.

s. são admitidas substituições dos profissionais apresentados para comprovar a experiência da proponente no presente processo de credenciamento, desde que o(s) novo(s) profissional(ais) apresentado(s) satisfaça(m) aos requisitos exigidos no presente Anexo.

t. no caso de substituição de profissional apresentado para comprovar experiência no processo de credenciamento, a ANEEL deve ser formalmente comunicada, no prazo máximo de 15 (quinze) dias, e a empresa avaliadora deve indicar substituto que satisfaça aos requisitos da presente norma, no prazo máximo de 30 (trinta) dias, a partir da saída do profissional.

u. não é permitido, para efeito de credenciamento, que diferentes empresas/instituições apresentem um mesmo técnico para comprovação de experiência profissional.

v. à medida que as proponentes forem CREDENCIADAS, será emitido um Termo de Credenciamento que terá vigência de 36 (trinta e seis) meses, o qual poderá ser renovado.

w. a empresa avaliadora credenciada nesta ANEEL terá seu cadastro renovado, por 36 (trinta e seis) meses a partir da data da publicação desta data, desde que mencionado cadastro esteja atualizado.

A ANEEL manterá o cadastro das empresas credenciadas, o qual poderá ser consultado por qualquer pessoa e estará permanentemente aberto à inscrição de novos interessados.

A ANEEL terá um prazo de até 45 (quarenta e cinco) dias para decidir sobre os pedidos de credenciamento que lhe forem formulados.

A ANEEL, antes de manifestar-se sobre o pedido de renovação do credenciamento, deve promover uma análise criteriosa sobre a qualidade dos trabalhos realizados pela empresa avaliadora, na qual deve ser observado se a metodologia e os critérios estabelecidos nesta Resolução foram atendidos.

Para renovação do credenciamento, a empresa avaliadora deve submeter à ANEEL o pedido de renovação do credenciamento, 60 (sessenta) dias antes do término do prazo estabelecido em Despacho.

A ANEEL terá o prazo de 45 (quarenta e cinco) dias para se manifestar a respeito do pedido de renovação a que se refere o parágrafo anterior.

A ANEEL, antes de manifestar-se sobre o pedido de renovação do credenciamento, deve promover uma análise criteriosa sobre a qualidade dos trabalhos realizados pela empresa avaliadora, na qual deve ser observado se a metodologia e os critérios estabelecidos nesta Resolução foram atendidos.

B) CRITÉRIOS PARA SUSPENSÃO E CANCELAMENTO DO CREDENCIAMENTO

A CREDENCIADA terá o seu credenciamento na ANEEL suspenso ou cancelado, sem prejuízo de outras sanções legais cabíveis, quando:

a) agir com má fé, imprudência ou imperícia;

b) não cumprir os critérios estabelecidos na presente Resolução;

c) não observar padrões adequados de eficiência e qualidade nos serviços prestados; e

d) submeter a terceiros a execução dos serviços objeto dos contratos decorrentes desse credenciamento.

C) DISPOSIÇÕES FINAIS

A ANEEL disponibilizará no endereço eletrônico www.aneel.gov.br relação das empresas avaliadoras credenciadas, apresentando informações resumidas sobre cada uma e dados como endereço completo, telefones, fax, e-mail, entre outros, que possibilitem o contato com a empresa.

O processo de credenciamento estará aberto para as empresas avaliadoras interessadas no dia seguinte à publicação da presente Resolução no Diário Oficial da União.

As empresas avaliadoras interessadas devem encaminhar a documentação exigida, mediante correspondência dirigida à ANEEL, mencionando no envelope "Credenciamento para a execução de avaliação dos ativos imobilizados em serviço das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, para fins da composição da base de remuneração".

A empresa avaliadora credenciada não pode participar, simultaneamente, em mais de 6 (seis) trabalhos. A empresa que descumprir o disposto está sujeita ao descredenciamento por esta Agência.

A empresa avaliadora, quando do credenciamento, deverá declarar que não prestará nos 12 (doze) meses posteriores à conclusão do serviço objeto da presente Resolução, outros serviços de consultoria e auditoria à concessionária contratante do trabalho de avaliação ou a empresas do mesmo grupo, exceção feita a trabalhos de avaliação que obedeçam rigorosamente aos critérios e metodologia definidos na presente Resolução.

ANEXO III

DECLARAÇÃO DE FATO SUPERVENIENTE

A ______________________________________________________ (nome da proponente), CNPJ/MF n° ________________, declara, sob as penas da Lei, que não existem fatos comprometedores de sua habilitação no Credenciamento nº______________ referente aos serviços de execução de avaliação dos ativos das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, para fins da composição da base de remuneração, e se compromete a informar à ANEEL, no prazo máximo de 72 horas, a ocorrência de fatos supervenientes que venham a comprometer suas condições de habilitação e qualificação.

E por ser a expressão fiel da verdade, firma a presente.

Brasília, ______de ________________de __________.

_____________________________________________________________

RAZÃO SOCIAL DA EMPRESA

NOME COMPLETO E CARGO DE SEU REPRESENTANTE LEGAL

ANEXO IV

DECLARAÇÃO DE INDEPENDÊNCIA

A __________________________________________________(nome da proponente), inscrita no CNPJ/MF sob o n° _________________, declara, para fins de participação no processo de Credenciamento referente aos serviços de execução de avaliação dos ativos das concessionárias ou das permissionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, para fins da composição da base de remuneração, que não realizará trabalhos de avaliação, objeto do presente credenciamento, para concessionária (ou empresas do mesmo grupo) para a qual tenha prestado serviço de avaliação de ativos, que não obedeça aos critérios definidos na Resolução nº ___________, nos últimos 12 (doze) meses anteriores à contratação, e, da mesma forma, que não prestará, nos próximos 12 (doze) meses, posteriores à conclusão dos serviços, outros serviços de auditoria, avaliação, assessoramento e/ou consultoria à concessionária contratante do trabalho de avaliação ou a empresas do mesmo grupo, exceção feita a trabalhos de avaliação que obedeçam rigorosamente aos critérios e metodologia definidos na Resolução nº _______________.

Brasília, ______de ________________de __________.

_____________________________________________________________

RAZÃO SOCIAL DA EMPRESA

NOME COMPLETO E CARGO DE SEU REPRESENTANTE LEGAL

ANEXO V

TABELA 1: DENSIDADE DE CARGA E SUBVENÇÃO

Cooperativa	Principal Supridora	Densidade Cooperativa	Densidade Principal Supridora	Subvenção Anual (R$)	Data Referência Subvenção
Cedrap	Bandeirante	39,72	539,16	3.502.812,67	23/10/2015
Cedri	Elektro	40,22	148,52	1.432.981,22	27/08/2015
Cejama	Celesc	48,56	138,92	2.178.908,38	22/08/2016
Ceprag	Celesc	37,57	138,92	4.670.463,30	22/08/2016
Ceraçá	Celesc	40,29	138,92	4.345.575,94	22/08/2016
Ceral Anitápolis	Celesc	14,68	138,92	1.896.726,08	22/08/2016
Ceral Dis	Copel-Dis	45,14	87,45	1.088.773,35	24/11/2016
Cerbranorte	Celesc	93,08	138,92	4.184.209,94	22/08/2016
Cerej	Celesc	18,86	138,92	7.773.911,14	22/08/2016
Cergal	Celesc	120,56	138,92	253.617,86	22/08/2016
Cergapa	Celesc	44,92	138,92	1.475.473,23	22/08/2016
Cergral	Celesc	53,41	138,92	1.397.854,23	22/08/2016
Cerim	Piratininga	39,73	588,87	4.117.426,93	23/10/2015
Ceripa*	Santa Cruz	39,92	94,05	11.872.349,07	22/03/2016
Ceris	Eletropaulo	33,58	1.092,60	2.117.451,27	04/07/2015
Cermc	Bandeirante	122,92	539,16	182.257,52	23/10/2015
Cermoful	Celesc	139,7	138,92	0,00	22/08/2016
Cernhe	CNEE	13,68	156,07	4.802.123,69	10/05/2016
Cerpalo	Celesc	74,5	138,92	2.572.705,62	22/08/2016
Cersul	Celesc	63,93	138,92	9.684.600,16	22/08/2016
Certrel	Celesc	96,76	138,92	142.258,48	22/08/2016
Cetril	Piratininga	37,14	588,87	9.144.263,89	23/10/2015
Coopera	Celesc	176,3	138,92	0,00	22/08/2016
Cooperaliança	Celesc	125,87	138,92	-3.097.371,23	22/08/2016
Coopercocal	Celesc	114,72	138,92	2.116.924,05	22/08/2016
Coopermila	Celesc	51,63	138,92	773.602,96	22/08/2016
Coorsel	Celesc	32,86	138,92	4.957.449,71	22/08/2016

*Deverá ter a subvenção recalculada em função da valoração de ativos de 69 kV e publicada junto ao próximo processo tarifário

ANEXO VI

TABELA 1 - DATA DE REFERÊNCIA CONTRATUAL

Cooperativa	Principal Supridora	Data de Reajuste da Supridora	Data de Referência da Cooperativa
CERCI	ENEL RIO	15/mar	29/abr
CERAL ARARUAMA	ENEL RIO	15/mar	29/abr
CEMIRIM	CPFL PAULISTA	08/abr	29/mai
CERFOX	RGE	19/jun	30/jul
CERTHIL	RGE	19/jun	30/jul
ELETRORURAL	COPEL	22/jun	30/jul
CERVAM	ELEKTRO	27/ago	30/set
CEGERO	CELESC	22/ago	30/set
CERSAD	CELESC	22/ago	30/set
CODESAM	CELESC	22/ago	30/set
COOPERZEM	CELESC	22/ago	30/set
COOPERSUL	CEEE	22/nov	22/dez
COOPERNORTE	CEEE	22/nov	22/dez

TABELA 2 - DATA DE REFERÊNCIA DO LAUDO DE ATIVOS

Cooperativa	Principal Supridora	Data de Referência para Parcela B	Data de Referência para Subvenção
CERCI	ENEL RIO	31/10/2017	31/10/2017
CERAL ARARUAMA	ENEL RIO	31/10/2017	31/10/2017
CEMIRIM	CPFL PAULISTA	30/11/2017	30/11/2017
CERFOX	RGE	31/01/2018	31/01/2018
CERTHIL	RGE	31/01/2018	31/01/2018
ELETRORURAL	COPEL	31/01/2018	31/12/2015
CERVAM	ELEKTRO	30/03/2018	28/02/2015
CEGERO	CELESC	31/03/2018	28/02/2016
CERSAD	CELESC	31/03/2018	28/02/2016
CODESAM	CELESC	31/03/2018	28/02/2016
COOPERZEM	CELESC	31/03/2018	28/02/2016
COOPERSUL	CEEE	30/11/2018	31/05/2016
COOPERNORTE	CEEE	30/11/2018	31/05/2016

TABELA 3 - DENSIDADE DE CARGA E SUBVENÇÃO

Cooperativa	Principal Supridora	Densidade da Cooperativa	Densidade da Principal Supridora
CERCI	ENEL RIO	29,23	183,67
CERAL ARARUANA	ENEL RIO	30,78	183,67
CEMIRIM	CPFL PAULISTA	109,7	243,76
CERFOX	RGE	13,9	108,15
CERTHIL	RGE	17,5	108,15
ELETRORURAL	COPEL	138,0	114,85
CERVAM	ELEKTRO	52,8	148,52
CEGERO	CELESC	218,3	138,92
CERSAD	CELESC	58,77	138,92
CODESAM	CELESC	259,9	138,92
COOPERZEM	CELESC	33,23	138,92
COOPERSUL	CEEE	9,41	141,81
COOPERNORTE	CEEE	23,23	141,81

TABELA 4: ETAPAS DO PROCESSO DE REGULARIZAÇÃO

Evento	Número de dias antes da Data de Referência Contratual (DRC)	Áreas Envolvidas
1. Encaminhamento do laudo de ativos pela cooperativa.	90	SGT/SFF
2. Divulgação do valor de Parcela B teto pela ANEEL	60	SGT
3. Aprovação de Resolução Autorizativa (REA) referente ao enquadramento da cooperativa como permissionária, contendo área de permissão e valor de Parcela B teto.	Entre 60 e 20	SCT
4. Data limite para assinatura do Contrato de Permissão	15	SCT
5. Envio de informações complementares para a definição da tarifa inicial	15	SGT
6. Data de Referência Contratual (Início da aplicação das tarifas iniciais)	0	SGT

ANEXO VII

REMUNERAÇÃO ADEQUADA REALIZADA

Geração Operacional de Caixa: Lucro antes de Juros (Resultado Financeiro), Impostos (Tributos sobre a Renda), Depreciação e Amortização - LAJIDA ou Earns Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization - EBITDA. O LAJIDA expressa a geração operacional bruta de caixa ou a quantidade de recursos monetários gerados pela atividade fim da concessionária. O LAJIDA para fins de cálculo das Remuneração Adequada será calculado pelo somatório de:

ANEXO VIII

CÁLCULO DO PMSO REALIZADO

Código BMP (contas devedoras com sinal positivo e credoras com negativo)	Descrição (considerando-se números em absoluto)
(+) 61X5.X.05-19	(=) Despesas de PMSO (NG’s 05 a 19)
(-) 61X5.X.05.04	(-) Benefício Pós-Emprego - Previdência Privada - Déficit ou Superávit Atuarial, se o saldo for devedor; (+) se o saldo for credor
(-) 61X5.X.05.05	(-) Programa de Demissão Voluntária - PDV, se o saldo for devedor; (+) se o saldo for credor
(-) 61X5.X.05.09	(-) Outros benefícios Pós-Emprego - Déficit ou Superávit Atuarial, se o saldo for devedor; (+) se for credor
(-) 61X5.X.12.01, se o saldo for credor	(+) Provisão para Devedores Duvidosos, se o saldo for credor
(-) 61X5.X.12.02, se o saldo for credor	(+) Provisão para Litígios Trabalhistas, se o saldo for credor
(-) 61X5.X.12.03, se o saldo for credor	(+) Provisão para Litígios Cíveis, se o saldo for credor
(-) 61X5.X.12.04, se o saldo for credor	(+) Provisão para Litígios Fiscais, se o saldo for credor
(-) 61X5.X.12.05, se o saldo for credor	(+) Provisão para Litígios Ambientais, se o saldo for credor
(-) 61X5.X.12.06, se o saldo for credor	(+) Provisão para Litígios Regulatórios, se o saldo for credor
(-) 61X5.X.12.07	(+) Provisão para Redução ao Valor Recuperável (subtração se Reversão Líquida)
(-) 61X5.X.12.99, se o saldo for credor	(+) Provisão - Outros, se o saldo for credor
(-) 61X5.X.15, do que superar 1% (hum por cento) da Receita Bruta deduzida dos Tributos sobre a Receita	(+) Recuperação de Despesas, do que superar 1% (hum por cento) da Receita Bruta deduzida dos Tributos sobre a Receita

ANEXO IX

CÁLCULO DO PMSO REALIZADO SEM DESPESAS DE PROVISÕES

Código BMP (contas devedoras com sinal positivo e credoras com negativo)	Descrição (considerando-se números em absoluto)
(+) 61X5.X.05-19	(=) Despesas de PMSO (NG’s 05 a 19)
(-) 61X5.X.05.04	(-) Benefício Pós-Emprego - Previdência Privada - Déficit ou Superávit Atuarial, se o saldo for devedor; (+) se o saldo for credor
(-) 61X5.X.05.05	(-) Programa de Demissão Voluntária - PDV, se o saldo for devedor; (+) se o saldo for credor
(-) 61X5.X.05.09	(-) Outros benefícios Pós-Emprego - Déficit ou Superávit Atuarial, se o saldo for devedor; (+) se for credor
(-) 61X5.X.12	(-) Provisão
(-) 61X5.X.15, do que superar 1% (hum por cento) da Receita Bruta deduzida dos Tributos sobre a Receita	(+) Recuperação de Despesas, do que superar 1% (hum por cento) da Receita Bruta deduzida dos Tributos sobre a Receita

ANEXO X

TERMO DE COMPROMISSO

Os dirigentes da Distribuidora Designada para a prestação pública do serviço de distribuição (doravante RESPONSÁVEL) signatários deste Termo de compromisso, para fazer jus aos repasses de recursos financeiros de que trata o § 4º do Art. 9º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013 se comprometem a observar o disposto na Portaria MME 388/2016 e zelar pela continuidade e adequação do serviço prestado, em particular com relação aos seguintes parâmetros que serão prioritariamente acompanhados pela ANEEL:

I - Adimplência setorial;

II - Limites de Perdas de Energia Elétrica da designação;

III - Limites de Custos Operacionais da designação;

IV - Limites de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) da designação;

V - Limites de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC) da designação;

VI - Qualidade da informação prestada à ANEEL.

VII - Atender determinações da fiscalização da ANEEL.

Os signatários deste Termo de Compromisso, em nome da RESPONSÁVEL se comprometem a encaminhar à ANEEL, Plano de Prestação Temporária do Serviço de Distribuição, assinado pelos mesmos signatários do presente Termo, que detalhe as ações a serem tomadas pela administração com objetivo de respeitar os limites e condições definidos pela ANEEL durante o período de designação pelo Poder Concedente.

Os signatários do presente Termo de Compromisso se comprometem a empreender as ações que lhe cabem para viabilizar o processo de licitação de que trata a Lei n. 12.783/2012, de acordo com as diretrizes do Poder Concedente.

O Presidente da RESPONSÁVEL signatário deste Termo de Compromisso se compromete a comparecer mensalmente à ANEEL para prestar contas a respeito da execução do Plano de Prestação Temporária do Serviço de Distribuição, apresentando os resultados alcançados em cada um dos indicadores monitorados, bem como ações implantadas e em fase de implementação para cumprimento do referido plano.

Os dirigentes signatários da RESPONSÁVEL deste termo deverão encaminhar trimestralmente à ANEEL relatório relativo ao cumprimento do Plano de Prestação Temporária do Serviço de Distribuição, devidamente assinado por todos os dirigentes signatários deste Termo de Compromisso e atestado por um

Conselho Fiscal, inclusive acionistas controladores, até sua efetiva conclusão contendo, no mínimo, a comparação entre metas e os resultados alcançados para cada um dos indicadores monitorados, bem como ações implantadas e em fase de implementação para cumprimento do plano proposto.

Os signatários do presente Termo de Compromisso reconhecem que o não cumprimento das condições estabelecidas pela ANEEL e constantes do Plano de Prestação Temporária do Serviço de Distribuição poderá ensejar suspensão dos repasses de recursos de que trata o § 4º do Art. 9º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013.

Os signatários do presente Termo de Compromisso reconhecem que a ANEEL acompanhará o cumprimento do Plano de Prestação Temporária do Serviço de Distribuição, sendo certo que a não realização como estabelecido ensejará a responsabilização dos signatários da RESPONSÁVEL.

Local e data:

Pela RESPONSÁVEL:

_________________________________ Presidente: Nome: CPF: Telefone: Correio eletrônico:

_____________________________ Diretor Financeiro Nome: CPF: Telefone: Correio eletrônico:

_________________________________ Diretor Técnico Nome: CPF: Telefone: Correio eletrônico:	_____________________________ Presidente do Conselho de Administração da RESPONSÁVEL Nome:
	CPF: Telefone: Correio eletrônico:

Pelo Acionista Controlador, como Interveniente:

_________________________________ Presidente: Nome: CPF: Telefone: Correio eletrônico:

_____________________________ Diretor Financeiro Nome: CPF: Telefone: Correio eletrônico:

___________________________

Diretor de Distribuição

Nome:

CPF:

Telefone:

Correio eletrônico:

]

Alterações do Submódulos 7.1: (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1008, de 15/03/2022)

I. O item f do inciso II, do parágrafo 16:

f) Quota da Conta de Desenvolvimento Energético associada aos Empréstimos da Conta COVID e Conta Escassez Hídrica - CDE CONTAS. (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1008, de 15/03/2022)

II. O item d do inciso II, do parágrafo 21:

d) Quota da Conta de Desenvolvimento Energético associada Empréstimos da Conta COVID e Conta Escassez Hídrica - TE CDE. (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1008, de 15/03/2022)

Substituição das Figuras 1 e 2:

(Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1008, de 15/03/2022)

Alterações do Submódulos 7.2:

I. O inciso III, do parágrafo 50:

III. Para CDE e CDE CONTAS, as Tarifas de Referência obedecerão a trajetória definida na Tabela 2: (Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1008, de 15/03/2022)

(Submódulos 9.1, 9.2 e 9.7, Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1020, de 17/05/2022, a partir de 01/01/2023)

ANEXO LIII

Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição

Submódulo 7.3

TARIFAS DE APLICAÇÃO

Versão 2.7

2. OBJETIVO

2. Estabelecer a metodologia de cálculo das Tarifas de Aplicação, necessárias para a definição da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD e da Tarifa de Energia - TE.

2. ABRANGÊNCIA

2. Aplica-se a todas as revisões e reajustes tarifários de concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.

2. TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO - TUSD DE APLICAÇÃO

2. A TUSD é formada pelos componentes tarifários: TRANSPORTE, PERDAS, ENCARGOS e OUTROS.

2. O cálculo da TUSD de Aplicação subdivide-se em duas etapas: definição da TUSD base econômica e da TUSD base financeira.

I. TUSD base econômica: corresponde à TUSD, sem incidência de qualquer benefício tarifário, apurada com base no mercado de referência e no custo regulatório econômico da distribuidora - Receita Anual ou Receita Requerida Econômica; e

II. TUSD base financeira: corresponde à TUSD, apurada com base no mercado de referência e nos custos regulatórios financeiros e da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA.

3. A TUSD de Aplicação será o somatório da TUSD base econômica e TUSD base financeira.

3.1. DEFINIÇÃO DA TUSD BASE ECONÔMICA

4. A TUSD base econômica corresponde ao produto das Tarifas de Referência, definidas no Submódulo 7.2 do PRORET, por um fator multiplicativo, para cada componente tarifário.

5. O fator multiplicativo por componente tarifário da TUSD base econômica é obtido pela razão entre o custo regulatório econômico e a receita de referência, deduzidos do custo regulatório econômico a receita referente a unidades consumidoras do subgrupo A1, centrais geradoras, e distribuidoras, conforme itens 6, 7 e 8 desse Submódulo.

6. A receita de referência corresponde ao produto das Tarifas de Referência pelo mercado de referência, por componente tarifário.

3.2. DEFINIÇÃO DA TUSD BASE FINANCEIRA

7. A TUSD base financeira corresponde ao produto da TUSD base econômica por um fator multiplicativo, para cada componente tarifário.

8. O fator multiplicativo por componente tarifário da TUSD base financeira é obtido com base nos custos financeiros estabelecidos no Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, do PRORET e no mercado de referência, desconsiderado, por componente tarifário, o mercado sobre o qual não irão incidir os componentes financeiros, conforme regulamentado neste Módulo do PRORET.

9. Os componentes tarifários financeiros poderão ser apurados pelos mesmos critérios de definição: i) das Tarifas de Referência; ii) do componente tarifário perdas não técnicas; ou iii) pelo critério percentual.

2. TARIFA DE ENERGIA - TE DE APLICAÇÃO

2. A TE é formada pelos componentes tarifários: ENERGIA, PERDAS, ENCARGOS, TRANSPORTE e OUTROS.

2.O cálculo da TE de Aplicação subdivide-se em duas etapas: definição da TE base econômica e da TE base financeira.

I. TE base econômica: corresponde à TE, sem incidência de qualquer benefício tarifário, apurada com base no mercado de referência e no custo regulatório econômico da distribuidora - Receita Anual ou Receita Requerida Econômica; e

II. TE base financeira: corresponde à TE, apurada com base no mercado de referência e no custo regulatório financeiro da distribuidora.

3. A TE de Aplicação será o somatório da TE base econômica e TE base financeira.

4.1. DEFINIÇÃO DA TE BASE ECONÔMICA

4. A TE base econômica corresponde ao produto das Tarifas de Referência, definidas no Submódulo 7.2 do PRORET, por um fator multiplicativo, para cada componente tarifário.

5. O fator multiplicativo por componente tarifário da TE base econômica é obtido pela razão entre o custo regulatório econômico e a receita de referência, considerando a não incidência do fator sobre determinados componentes tarifários da TE suprimento conforme item 4.3.

6. A receita de referência corresponde ao produto das Tarifas de Referência pelo mercado de referência, por componente tarifário.

4.2. DEFINIÇÃO DA TE BASE FINANCEIRA

7. A TE base financeira corresponde ao produto da TE base econômica por um fator multiplicativo, para cada componente tarifário.

8. O fator multiplicativo por componente tarifário da TE base financeira é obtido com base nos custos financeiros estabelecidos no Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, do PRORET e no mercado de referência.

9. Os componentes tarifários financeiros poderão ser apurados pelo mesmo critério de definição das Tarifas de Referência da TE.

4.3. DEFINIÇÃO DA TE SUPRIMENTO

10. A TE suprimento, aplicada às concessionárias e permissionárias de distribuição com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano, conforme Submódulo 11.1 do PRORET, será obtida da seguinte forma:

a) os componentes tarifários da TE, salvo o relativo à energia comprada para revenda, deverão ser divididos pelo mercado de referência de energia da concessionária supridora;

b) o componente tarifário relativo a energia comprada para revenda para suprimento deverá ser dividida pelo montante de energia regulatório excluído o montante relativo ao PROINFA.

11. Não se aplica o componente tarifário TE TRANSPORTE para a concessionária ou permissionária suprida que seja detentora de quota-parte de Itaipu.

2. BENEFÍCIOS TARIFÁRIOS

2. Benefícios tarifários são descontos e subsídios incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica, conforme segregação abaixo:

b)a) Carga Fonte Incentivada - redução tarifária na TUSD de consumidores devido à aplicação da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, art. 26, §1º e regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL nº 77, de 18 de agosto de 2004, ou o que vier a sucedê-la;

b)b) Geração Fonte Incentivada - redução tarifária na TUSD de centrais geradoras devido à aplicação da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, art. 26, §1º e regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL nº 77, de 18 de agosto de 2004, ou o que vier a sucedê-la;

b)c) Serviço Público de Água, Esgoto e Saneamento - redução tarifária da TUSD e TE das unidades consumidoras da subclasse serviço público de água, esgoto e saneamento, conforme Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013;

b)d) Baixa Renda - Tarifa Social de Energia Elétrica - TSEE, definida conforme Lei nº 12.212 de 20 de janeiro de 2010 e que também possui isenção de pagamento de PROINFA, conforme Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, art. 3º, aplicada as unidades consumidoras da classe residencial, subclasse residencial baixa renda;

b)e) Rural - redução tarifária da TUSD e TE das unidades consumidoras da classe rural, conforme Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013;

b)f) Serviço Público de Irrigação - redução tarifária da TUSD e TE das unidades consumidoras da classe rural, subclasse serviço público de irrigação, conforme Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013;

b)g) Distribuição - redução tarifária da TUSD e TE aplicada no atendimento de concessionárias ou permissionárias, conforme Decreto nº 4.541, de 23 de dezembro de 2002, arts. 51 e 52;

b)h) Irrigante e Aquicultura Horário Especial -redução tarifária da TUSD e TE aplicada ao consumo verificado em horário específico, nas atividades de irrigação e aquicultura das unidades consumidoras da classe rural, conforme Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, art. 25;

b)i) Cooperativa de Eletrificação Rural: redução tarifária da TUSD e TE aplicada às cooperativas autorizadas ou não regularizadas pela ANEEL, da classe rural, subclasse cooperativa de eletrificação rural, conforme Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013.

b)j) Sistema de Compensação de Energia Elétrica - SCEE: desconto em componentes tarifários não associados ao custo de energia e não remunerados pelo usuário na parcela de consumo da energia compensada, nos termos da Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022, obedecendo as regras de transição aplicáveis, incluído a redução do custo de disponibilidade definido pelo artigo 16 da Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022.

5.1. CONSIDERAÇÕES DOS BENEFÍCIOS TARIFÁRIOS NO CÁLCULO DAS TARIFAS

2. O cálculo das tarifas base econômica e financeira da TUSD e da TE será realizado considerando o valor integral das tarifas, sem a incidência dos eventuais benefícios descritos no item 5.

3. As Tarifas de Aplicação para os benefícios descritos nos itens "c", "e", "f" e "i" do parágrafo 24 serão obtidas considerando as reduções de vinte por cento ao ano sobre o valor inicial do desconto estabelecido no processo tarifário de 2018, até que o desconto seja nulo, em consonância com o disposto nos art. 53-A, 53-J, 53-K e 53-R da Resolução Normativa nº 414/2010, ou o que vier a sucedê-los.

4. O percentual de redução ao qual se refere o inciso II do art. 5º da Resolução Normativa nº 77, de 18 de agosto de 2004, ou o que vier a sucedê-lo, será aplicado sobre a função de custo TUSD TRANSPORTE.

5. Para as concessionárias de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, o desconto vigente que incide sobre a TUSD Fio B será retirado em um período de 5 anos, à razão de 1/5 ao ano, a partir do processo tarifário subsequente à revisão 2.1 deste Submódulo.

6. Os descontos na TUSD e na TE aplicada às permissionárias de distribuição serão apurados conforme Submódulo 8.1 e 8.3.

7. A resolução homologatória do processo tarifário da distribuidora irá apresentar a respectiva Tarifa de Aplicação para cada benefício tarifário, ou o detalhamento da forma de aplicação do benefício.

5.2 MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO

8. Mercado de Referência Ajustado é o Mercado de Referência modificado para cálculo da previsão dos benefícios tarifários.

9. Para fins de cálculo da Estrutura Tarifária a distribuidora deverá encaminhar o Mercado de Referência segregado em mercado de TUSD (R$/kW e R$/MWh) e em mercado de TE (R$/MWh), para cada subgrupo, modalidade e posto tarifário, conforme definições do Submódulo 7.1, considerando a incidência de benefícios tarifários. Deve-se observar ainda a incidência de tarifas específicas para determinados usuários nos termos da regulamentação vigente.

5.3. COBERTURA DOS SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS

10. Serão homologados no processo tarifário ou em processo específico, os valores previstos referentes aos benefícios tarifários de que trata o item 5.1 deste Submódulo, a serem custeados com recursos da CDE, conforme Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022 e Decreto nº 7.891 de 23 de janeiro de 2013, observando:

I. - Para as distribuidoras classificadas pela ANEEL com mercado próprio anual inferior a 700 GWh, nos termos do Submódulo 11.1 do PRORET, a CDE irá recuperar, a partir de 8 de janeiro de 2023, a receita associada ao benefício tarifário aplicado à energia compensada dos consumidores participantes do SCEE;

II. - Para as demais distribuidoras não enquadradas no inciso I, a CDE irá recuperar, a partir de 8 de janeiro de 2023, a receita associada ao benefício tarifário aplicado à energia compensada dos consumidores participantes do SCEE que não se enquadrem nas condições dispostas no art. 26 da Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022: existentes em 7 de janeiro de 2022 ou que tenham, até 7 de janeiro de 2023, protocolado junto à distribuidora solicitação de orçamento de conexão, nos termos da regulamentação da ANEEL.

11. Serão homologados no processo tarifário ou em processo específico, o ajuste entre os valores da cobertura dos subsídios tarifários de que trata o parágrafo anterior e os valores realizados.

2. TARIFA DE APLICAÇÃO - CENTRAIS GERADORAS

2. As Tarifas de Aplicação para centrais geradoras são obtidas conforme disposto no Submódulo 7.4.

2. Em consonância com o item 3.1 e de acordo com o Submódulo 7.4, em determinados casos, os custos recuperados pelas centrais geradoras, por meio do Mercado de Referência e da Tarifa de Aplicação, devem ser deduzidos da base econômica, por componente tarifário.

2. TARIFA DE APLICAÇÃO - UNIDADES CONSUMIDORAS DO SUBGRUPO A1

2. O disposto neste item aplica-se às unidades consumidoras conectadas em tensão igual ou superior a 230 kV, classificada no subgrupo A1, que tenham celebrado Contrato de Uso dos Sistemas de Distribuição - CUSD.

2. A TUSD TRANSPORTE base econômica não será atualizada pelo fator multiplicativo, sendo de valor igual às Tarifas de Referência. Os demais componentes tarifários da base econômica serão apurados conforme disposto no item 3.1.

3. Além das condições dispostas no Módulo 3 do PRODIST, ou o que vier a sucedê-lo, a parcela do encargo vinculado ao Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição - CCD celebrado pela unidade consumidora, referente às instalações de propriedade da distribuidora, será apurada pela ANEEL, conforme Submódulo 6.3 do PRORET.

4. Os custos recuperados pelo encargo de conexão devem ser deduzidos da base econômica, por componente tarifário, nos termos do item 3.1.

2. TARIFA DE APLICAÇÃO - MODALIDADE DISTRIBUIÇÃO

2. A TUSD TRANSPORTE base econômica para as distribuidoras acessantes classificadas como Tipo D1, conforme Submódulo 7.2 do PRORET, não será atualizada pelo fator multiplicativo, sendo de valor igual às Tarifas de Referência. Os demais componentes tarifários da base econômica serão apurados conforme disposto no item 3.1.

2. A TUSD TRANSPORTE base econômica para as distribuidoras acessantes classificadas como Tipo D2; D3, D4 e D5, conforme Submódulo 7.2 do PRORET, serão atualizadas pelo fator multiplicativo, conforme disposto no item 3.1.

3. As distribuidoras acessantes classificadas como Tipo D1 e D3 deverão remunerar por meio de encargo de conexão vinculado a um CCD, as instalações de propriedade da distribuidora acessada de uso exclusivo.

4. O encargo de conexão será calculado conforme Submódulo 6.3 do PRORET.

5. Os custos recuperados pelo encargo de conexão devem ser deduzidos da base econômica, por componente tarifário, nos termos do item 3.1.

2. TARIFA DE APLICAÇÃO - SUBVENÇÃO DISTRIBUIDORAS COM MERCADO PRÓPRIO ANUAL INFERIOR A 350 GWh

2. A Tarifa de Aplicação das concessionárias com mercado próprio inferior a 350 GWh/ano será limitada ao valor da Tarifa de Aplicação da concessionária adjacente, da mesma unidade federativa, conforme:

b)k) Para o grupo B, caso a tarifa de aplicação do Subgrupo B1, modalidade convencional, classe residencial, subclasse residencial, da concessionária com mercado próprio inferior a 350 GWh/ano seja superior à respectiva tarifa da concessionária adjacente, substitui-se a tabela de tarifas de aplicação, TUSD e TE, pela tabela de tarifas de aplicação da concessionária adjacente; e

b)l) Para o grupo A, caso a tarifa média da concessionária com mercado próprio inferior a 350 GWh/ano, de determinado subgrupo, seja superior à respectiva tarifa média da concessionária adjacente, avalia-se se deve-se alterar a tabela tarifária da TUSD, da TE, ou ambas, do subgrupo com tarifa média superior.

2. A tarifa média que trata o item b do parágrafo 45 será definida pela razão entre a receita total de cada subgrupo, incluindo as receitas auferida com TUSD e TE, e o mercado de referência TUSD em MWh, para a definição da substituição ou não da tabela tarifária

3. A avaliação da substituição da tabela tarifária da TUSD e/ou TE se dará pela comparação entre as tarifas médias TUSD e TE da concessionária com mercado próprios inferior a 350 GWh/ano e a concessionária adjacente, definidas, respectivamente, como a razão entre a receita total de TUSD e o mercado de referência TUSD em MWh, e a razão entre a receita total de TE e o mercado de referência TUSD em MWh.

4. As componentes tarifárias TUSD - Subvenção D < 350 e TE - Subvenção D < 350, terão apenas componente financeiro, dado pela diferença entre a tarifa de aplicação, considerando a aplicação do disposto nos parágrafos 45, 46 e 47, e a tarifa originalmente calculada.

5. A concessionárias com mercado próprio inferior a 350 GWh/ano terá direito a subvenção, conforme disciplina a Lei nº 14.299, de 5 de janeiro de 2022, caso se aplique uma das tabelas tarifárias da concessionária adjacente, dada pela diferença de tarifas aplicada ao mercado de referência.

6. Anualmente, no processo tarifário da concessionária com mercado próprio inferior a 350 GWh/ano será realizada a comparação entre as tarifas.

7. Anualmente, quando da publicação do resultado da avaliação do mercado das concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição do Sistema Interligado Nacional - SIN, com mercado próprio inferior a 700 GWh/ano, se fará a publicação das concessionárias com mercado próprio inferior a 350 GWh/ano e elegíveis à aplicação do disposto nos parágrafos 45 a 50.

2. PERCENTUAIS DE REDUÇÃO TUSD E TE - SISTEMA DE COMPENSAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - SCEE

2. Aplica-se período de transição aos benefícios tarifários incidentes na parcela de consumo de energia compensada, nos termos da Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022. O período de transição é vinculado com a data de conexão e modalidade de geração, conforme segue:

I.- GD I: conexões existentes ou solicitadas até 7 de janeiro de 2023, de acordo com art. 26 da Lei nº 14.300/2022. O percentual de redução será de 100% a ser aplicado na TUSD e TE para estabelecimento da tarifa de aplicação utilizada no faturamento da parcela de consumo de energia compensada até 31 de dezembro de 2045;

II. - GD II: conexões solicitadas a partir de 8 de janeiro de 2023, que não se enquadram nas condições de GD III descrita neste Submódulo, de acordo com o caput do art. 27 da Lei nº 14.300/2022. Os percentuais de redução a serem aplicados na TUSD e TE para estabelecimento da tarifa de aplicação utilizada no faturamento da parcela de consumo de energia compensada até 31 de dezembro de 2028 serão:

a) TUSD: uma razão do correspondente valor, considerando a incidência de todos os componentes tarifários, e a aplicação dos percentuais de benefícios tarifários no componente tarifário TUSD Fio B, por ano civil:

i. 85% de 08/01/2023 a 31/12/2023;

ii. 70% de 01/01/2024 a 31/12/2024;

iii. 55% de 01/01/2025 a 31/12/2025;

iv. 40% de 01/01/2026 a 31/12/2026;

v. 25% de 01/01/2027 a 31/12/2027;

vi. 10% de 01/01/2028 a 31/12/2028;

b) TE: 100%, considerando a não incidência das funções de custos TE Energia e TE Transporte.

III. - GD III: conexões solicitadas a partir de 8 de janeiro de 2023, com potência instalada acima de 500 kW, em fonte não despachável na modalidade autoconsumo remoto ou na modalidade geração compartilhada, em que um único titular detenha 25% ou mais de participação do excedente de energia, de acordo com o § 1º do art. 27 da Lei n. 14.300/2022. Os percentuais de redução a serem aplicados na TUSD e TE para estabelecimento da tarifa de aplicação utilizada no faturamento da parcela de consumo de energia compensada até 31 de dezembro de 2028, serão:

a) TUSD: uma razão do correspondente valor, considerando:

i. 60% do componente TUSD Fio A;

ii. 100% dos componentes tarifários da TUSD ENCARGOS: ONS, CDE, CDE CONTAS e PROINFA;

iii. 100% da função de custo TUSD PERDAS; e

iv. 100% da função de custo TUSD OUTROS;

b) TE, considerando, a não incidência das funções de custos TE Energia e TE Transporte:

i. 100% da função de custo TE PERDAS;

ii. 100% dos componentes tarifários da TE ENCARGOS: CFRUH, ESS/ERR, TE CDE, CDE GD e CDE ELET; e

iii. 100% da função de custo TE OUTROS.

2. Os percentuais de redução definidos no parágrafo anterior serão publicados nas Resoluções Homologatórias dos processos tarifários de distribuição.

(Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1098, de 23/07/2024)

ANEXO LIV

Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição

Submódulo 7.4

TARIFAS PARA CENTRAIS GERADORAS

Versão 2.0 C

1. OBJETIVO

1. Estabelecer a metodologia de cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição aplicáveis às centrais geradoras - TUSDg.

2. ABRANGÊNCIA

2. Aplica-se a todas as revisões e aos reajustes tarifários de concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica que possuam centrais geradoras conectadas ao sistema de distribuição.

3. CRITÉRIOS GERAIS

3. As tarifas para as centrais geradoras serão definidas de acordo com metodologias específicas aplicadas a cada subgrupo tarifário.

4. As tarifas para as centrais geradoras do subgrupo A2, conectadas em tensão igual a 138 kV ou 88 kV são nominais e definidas com utilização de metodologia nodal.

5. As tarifas para as centrais geradoras conectadas nos níveis de tensão de 2,3 kV a 69 kV serão definidas por subgrupo tarifário (A4, A3a e A3a).

6 As tarifas para as centrais geradoras conectadas em tensão igual ou inferior a 2,3 kV, pertencentes ao grupo B, será definida segundo características da central geradora e da rede em que se se conecta.

7. As Tarifas de Referência serão apuradas no momento da revisão tarifária periódica, exceção para as centrais geradoras do subgrupo A2 que podem ter nova tarifa de referência apurada nos reajustes tarifários anuais ou das centrais geradoras que participem de leilão de energia nova.

4. DEFINIÇÕES

8. Para os fins e efeitos desse submódulo, são adotados os seguintes critérios e conceitos:

i. Redes Unificadas - RU: conjuntos de instalações de transmissão e distribuição, na tensão de 138 kV ou 88 kV, que possuam pelo menos uma central geradora conectada, incluindo:

a) transformadores de potência classificados como Rede Básica com tensão secundária de 138 kV ou 88 kV, b) Demais Instalações de Transmissão - DIT - classificadas como compartilhadas ou como de uso exclusivo de concessionárias ou de permissionárias de distribuição e c) as instalações de propriedade das concessionárias ou permissionárias de distribuição, separadas entre si segundo critérios técnicos;

ii. Fluxo de potência de referência: calculado com base na topologia da rede e nos montantes de carga e geração projetados no período de cálculo, para o Sistema Interligado Nacional - SIN, adicionado dos dados das concessionárias e permissionárias de distribuição e concessionárias de transmissão, necessários para modelagem das RU.

5.TARIFA PARA AS CENTRAIS GERADORAS DO AGRUPAMENTO AT-2 (SUBGRUPO A2)

5.1. TARIFA DE REFERÊNCIA

5.1.1 COMPOSIÇÃO DA TUSDg EM A2

9. As tarifas para as centrais geradoras do subgrupo A2 são nominais, formada por três componentes tarifárias como segue:

i. TUSDg-D/DIT: parcela relativa à receita da Rede Unificada - RU;

ii. TUSDg - T: parcela relativa ao fluxo de exportação para a Rede Básica; e

iii. TUSDg - ONS: parcela relativa ao custeio do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico).

5.1.2 CÁLCULO DA COMPONENTE TUSDg-D/DIT

10. A receita de referência de uma RU será estabelecida pelo somatório das seguintes parcelas:

i. Receitas Anuais Permitidas dos transformadores de potência classificados como Rede Básica, com tensão secundária de 88 kV ou 138 kV;

ii. Parcela das Receitas Anuais Permitidas (RAP) das DIT compartilhadas ou de uso exclusivo de distribuidoras, no nível de tensão de 88 kV ou 138 kV; e

iii. Receita anual apurada pela ANEEL para as instalações em 88 kV ou 138 kV, incluídos os transformadores de potência com tensão secundária nestes níveis de tensão, de propriedade de concessionárias ou permissionárias de distribuição, composta pela soma dos valores dos seguintes itens:

10.3.1. Remuneração das instalações de distribuição em serviço;

10.3.2. Quota de reintegração regulatória;

10.3.3. Custos operacionais associados ao ativo em serviço;

10.3.4. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE; e

10.3.5. Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Eficiência Energética

5.1.3 CRITÉRIO DE CÁLCULO DA COMPONENTE TUSDg-D/DIT

11. A componente TUSDg-D/DIT será estabelecida com base na metodologia nodal, disposta no Submódulo 9.4 do PRORET, e deverá observar os seguintes critérios:

i. rateio da receita de referência da RU de forma proporcional às cargas e aos Montantes de Uso do Sistema de Distribuição - MUSD - contratados por centrais geradoras representados na RU, considerando a diferença de montantes como geração ou carga fictícia, de acordo com a equação a seguir:

ii. limite mínimo de zero e máximo de cem por cento para o fator de ponderação de carregamento das linhas de transmissão e transformadores de potência;

iii. consideração do despacho de todas as centrais geradoras de forma proporcional às suas potências instaladas, com base no fluxo de potência de referência para atendimento às cargas dos submercados a que estiverem conectadas as referidas centrais, para consideração da parcela TUSDg_D/DIT e TUSDg_T;

iv. uso das capacidades nominais de longa duração constantes dos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão - CPST, para os transformadores de potência integrantes da Rede Básica;

v. uso de valores padronizados para as capacidades nominais de longa duração das linhas de transmissão e transformadores de potência pertencentes às concessionárias ou permissionárias de distribuição ou integrantes das DIT, segundo critérios definidos pela ANEEL;

vi. uso de valores padronizados de custos de reposição de equipamentos para as linhas de transmissão e transformadores de potência, para fins de cálculo dos custos unitários dos equipamentos, segundo critérios definidos pela ANEEL;

Vii. valor mínimo da tarifa igual a zero; e

Viii. Quando não existir déficit de carga ou geração, a correspondente componente fictícia da equação (1) será nula.

5.1.4 CRITÉRIO DE CÁLCULO DA COMPONENTE TUSDg-T

12. Quando o fluxo de potência de referência resultar em exportação de geração da RU para a Rede Básica, será calculada a componente tarifária TUSDg-T, destinada a remunerar o uso do sistema de transmissão, apurada com base nos seguintes critérios:

i-cálculo de encargo de uso do sistema de transmissão devido ao fluxo de exportação por ponto de conexão à Rede Básica; e

ii- rateio do somatório dos encargos de uso do sistema de transmissão proporcionalmente ao sinal locacional e ao MUSD de cada central geradora da RU.

5.1.5 CRITÉRIO DE CÁLCULO DA COMPONENTE TUSDg-ONS

13. A componente tarifária TUSDg-ONS será calculada com base no orçamento anual do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, homologado pela ANEEL, de forma proporcional aos Montantes de Uso dos Sistemas de Transmissão - MUST - e de Distribuição - MUSD - contratados pelas centrais geradoras.

5.1.6 LIMITADOR TARIFÁRIO

14. A TUSDg de referência terá seu valor limitado ao maior valor de Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão - TUST - apurado para o segmento geração nas barras de Rede Básica as quais as respectivas Redes Unificadas se conectam, da seguinte forma:

i. para todas as centrais geradoras que estão em operação comercial ou entrarem em operação comercial e celebrarem Contrato de Uso do Sistema de Distribuição - CUSD - até 30 de junho de 2013;

ii. para as centrais geradoras que se conectem em redes unificadas importadoras, assim identificadas no momento do cálculo das TUSDg de referência; e

iii. para as centrais geradoras de fonte hidráulicas, independente da característica da rede unificada ser importadora ou exportadora.

15. A aplicação do limitador tarifário será considerada no momento de cálculo da nova tarifa de referência.

5.1.7 CRITÉRIOS PARA CÁLCULO DAS TARIFAS DE REFERÊNCIA

16. Anualmente, até o dia 1º de julho, serão homologadas as TUSDg de referência, calculadas de acordo com o disposto nesse submódulo, para as novas centrais geradoras e para as centrais geradoras que possuam CUSD celebrados com distribuidora cuja revisão tarifária ocorrerá nos 12 meses seguintes ao dia 1° de julho, sendo que:

i. As TUSDg de referência servirão de base para o cálculo da TUSDg na data contratual de revisão ou reajuste tarifário de cada distribuidora;

ii. A central geradora que tiver o MUSD alterado será considerada como nova central geradora, para efeitos de cálculo da TUSDg.

17. Previamente aos leilões de energia nova, a ANEEL publicará a TUSDg de referência para os novos empreendimentos de geração que não estejam em operação comercial, participantes do certame, com conexão prevista em 138 ou 88 kV.

5.1.8 ABERTURA TARIFÁRIA - FORMAÇÃO DAS COMPONENTES TARIFÁRIAS

18. No processo tarifário da distribuidora a componente TUSDg-D/DIT de uma central geradora será decomposta proporcionalmente às parcelas de referência da distribuidora com a qual possui Contrato de Uso dos Sistemas de Distribuição - CUSD - celebrado.

19 A receita de referência da distribuidora é composta pelas parcelas discriminadas no parágrafo 10.

20 As componentes tarifárias TUSDg-T e TUSDg-ONS são componentes específicas.

5.1.9 ATUALIZAÇÃO DAS TARIFAS DE REFERÊNCIA

21. No processo tarifário da distribuidora serão homologadas as TUSDg das centrais geradoras com novas tarifas de referência, a partir da atualização da TUSDg de referência definida em 1º de julho precedente, mediante a aplicação do Índice Geral de Preços do Mercado - IGP-M da Fundação Getúlio Vargas - FGV - acumulado no período.

22. Nos reajustes tarifários das distribuidoras, as TUSDg vigentes serão atualizadas de acordo com cada componente específico de custo, como segue:

i. Componente TUSDg-D/DIT:

22.1.1. Parcela B, formada pela receita correspondente às parcelas descritas nas alíneas a, b e c do inciso III do parágrafo 10: reajustada pelo valor da diferença (IVI - Fator X) apurado nos termos do Módulo 3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET;

22.1.2. Parcela A, formada pelas receitas referidas nos incisos I, II e pelas parcelas de receita descritas nas alíneas d, e, f do inciso III, todos do parágrafo 10: reajustada pelo índice de variação de preços (IVI) apurado nos termos do Módulo 3 do PRORET.

ii. Componente TUSDg-T: reajustado pelo índice de variação de preços (IVI) apurado nos termos do Módulo 3 do PRORET;

iii. Componente TUSDg-ONS: reajustado pelo índice de variação de preços (IVI) apurado nos termos do Módulo 3 do PRORET.

23. A TUSDg de que trata o parágrafo 17, para as centrais geradoras que se sagrarem vencedoras dos respectivos certames, será aplicada aos 10 ciclos tarifários de distribuição a contar daquele da entrada em operação comercial das centrais de geração prevista no edital do leilão.

24. A TUSDg de referência publicada para os leilões de energia, nos termos do parágrafo 17, será atualizada pelo Índice Geral de Preços do Mercado - IGPM da Fundação Getúlio Vargas - FGV.

5.2.TARIFAS BASE ECONÔMICA

25. As Tarifas base econômica das centrais geradoras do subgrupo A2 não serão atualizadas pelo fator multiplicativo, sendo de valor igual às Tarifas de Referência.

5.3 TARIFAS DE APLICAÇÃO

26. As Tarifas base financeira das centrais geradoras serão apuradas conforme disposto no item 3.2 do Submódulo 7.3.

27. As Tarifas base financeira das centrais geradoras do subgrupo A2 que se sagraram vencedoras nos leilões de energia nova e que tiveram suas tarifas previamente estabelecidas e estabilizadas nos termos do parágrafo 23, não serão atualizadas pelo fator multiplicativo, sendo igual às Tarifas base econômica.

5. TARIFA PARA AS CENTRAIS GERADORAS DO AGRUPAMENTO AT-3 (SUBGRUPO A3)

6.1. TARIFA DE REFERÊNCIA

28. Para as centrais geradoras do subgrupo A3, conectadas em 69 kV, a Tarifa de referência será obtida pela atualização, de cada componente tarifário que compõe a tarifa de referência, pelo IGP-M - Índice Geral de Preços de Mercado, apurado pela Fundação Getúlio Vargas, acumulado desde o último processo tarifário.

6.2. TARIFAS BASE ECONÔMICA

29. As Tarifas base econômica das centrais geradoras do subgrupo A3 não serão atualizadas pelo fator multiplicativo, sendo de valor igual às Tarifas de Referência.

6.3. TARIFAS DE APLICAÇÃO

30. A Tarifa base financeira será obtida pelo produto da Tarifa base econômica por um fator multiplicativo, por componente tarifário, conforme definido no item 3.2 do Submódulo 7.3.

6. TARIFA PARA AS CENTRAIS GERADORAS DO AGRUPAMENTO MT (SUBGRUPO A3a e A4)

7.1. TARIFA DE REFERÊNCIA

7.1.1. TUSDg FIO B

31. A Tarifa de Referência TUSDg FIO B será apurada no momento da revisão tarifária a partir da Tarifa de Referência do segmento consumo, definida conforme o Submódulo 7.2, de acordo com a seguinte equação:

32. O custo de atendimento de uma central geradora no agrupamento MT é obtido a partir do custo médio calculado conforme item 3.2 do Submódulo 7.2, considerando apenas o custo das linhas e conexão de linha do agrupamento MT.

7.1.2. TUSDg PERDAS TÉCNICAS

33. As Tarifas de Referência para as perdas técnicas, apuradas no momento da revisão tarifária, são calculadas por agrupamento de acordo com a seguinte equação:

7.1.4. TUSDg ENCARGOS

34. A Tarifa de Referência para a componente tarifária TFSEE é definida aplicando-se a alíquota percentual da base de cálculo à tarifa de referência do componente tarifário TUSDg FIO B.

35. A Tarifa de Referência para a componente tarifária P&D é definida aplicando-se a alíquota percentual da base de cálculo ao somatório das tarifas de referência dos componentes tarifários TUSDg FIO B, TUSDg Perdas Técnicas e TUSDg TFSEE.

7.2 TARIFAS BASE ECONÔMICA

36. A TUSDg Base Econômica será a tarifa de referência atualizada pelo fator multiplicativo de cada componente tarifário, conforme disposto no item 3.1 do Submódulo 7.3.

7.3. TARIFAS DE APLICAÇÃO

37. A tarifa base financeira deverá ser obtida pelo ajuste da tarifa base econômica pelo fator multiplicativo da receita financeira de cada componente tarifário, conforme procedimento disposto no item 3.2 do Submódulo 7.3.

38. A TUSDg de Aplicação será o somatório da TUSDg base econômica e TUSDg base financeira.

7. TARIFA PARA AS CENTRAIS GERADORAS DO AGRUPAMENTO BT (GRUPO B)

8.1. TARIFA DE REFERÊNCIA

8.1.1. TUSDg FIO B

39. As Tarifas de Referência TUSDg FIO B para as centrais geradoras do agrupamento BT, conectadas em tensão inferior a 2,3 kV, apuradas no momento da revisão tarifária, são determinadas de acordo com o Montante de Uso do Sistema de Distribuição - MUSD da central geradora em relação à potência nominal do transformador de distribuição existente na rede no momento da solicitação de acesso. São definidos 2 tipos de conexões:

i. Tipo 1: MUSD menor que a potência nominal do transformador de distribuição; a Tarifa de Referência TUSDg FIO B será definida com base no custo de atendimento considerando apenas o custo das redes de baixa tensão; ou

ii. Tipo 2: MUSD maior que a potência nominal do transformador de distribuição; a Tarifa de Referência TUSDg FIO B será definida com base no custo de atendimento considerando os custos das redes, postos de transformação e transformadores de distribuição de baixa tensão e os custos de linhas e conexão de linhas de média tensão.

40. A Tarifa de Referência TUSDg FIO B é obtida a partir da Tarifa de Referência do segmento consumo, definido conforme o Submódulo 7.2, de acordo com a seguinte equação:

8.1.2. TUSDg PERDAS TÉCNICAS

41. As Tarifas de Referência para as perdas técnicas, apuradas no momento da revisão tarifária, são calculadas por agrupamento de acordo com a equação 4.

8.1.3. TUSDg ENCARGOS

42. A Tarifa de Referência para a componente tarifária TFSEE é definida aplicando-se a alíquota percentual da base de cálculo à tarifa de referência do componente tarifário TUSDg FIO B.

43. A Tarifa de Referência para a componente tarifária P&D é definida aplicando-se a alíquota percentual da base de cálculo ao somatório das tarifas de referência dos componentes tarifários TUSDg FIO B, TUSDg Perdas Técnicas e TUSDg TFSEE.

8.2 TARIFAS BASE ECONÔMICA

44. A TUSDg Base Econômica será a tarifa de referência atualizada pelo fator multiplicativo de cada componente tarifário, conforme disposto no item 3.1 do Submódulo 7.3.

8.3. TARIFAS DE APLICAÇÃO

45. A tarifa base financeira deverá ser obtida pelo ajuste da tarifa base econômica pelo fator multiplicativo da receita financeira de cada componente tarifário, conforme procedimento disposto no item 3.2 do Submódulo 7.3.

46. A TUSDg de Aplicação será o somatório da TUSDg base econômica e TUSDg base financeira.

8. DA RECEITA FATURADA PELA DISTRIBUIDORA COM A TUSDg DO AGRUPAMENTO AT-2

47. As receitas associadas às componentes TUSDg-T e TUSDg-ONS serão repassadas respectivamente às transmissoras e ao ONS, pelas distribuidoras, por meio do Contrato de Uso dos Sistemas de Transmissão - CUST.

48. Para as distribuidoras que não possuam CUST com o ONS, o repasse da receita deverá ser feito por meio do CUSD celebrado entre a distribuidora suprida e a respectiva supridora.

10. DISPOSIÇÕES GERAIS E TRANSITÓRIAS

49. Para mitigar grandes variações da TUSDg dos agrupamentos MT e BT, pode-se analisar em cada processo tarifário uma regra de transição, escalonando a aplicação da nova.

50. Para as centrais geradoras conectadas em 138 kV ou 88 kV, não consideradas nominalmente no momento de cálculo das tarifas de referência, será definida uma tarifa genérica, com base na média das tarifas de referência de todas as centrais geradoras, consideradas como novas, da respectiva distribuidora acessada.

51. As tarifas de que tratam o parágrafo 52 devem ser utilizadas no faturamento do encargo de uso do sistema de distribuição para acesso ao sistema de distribuição em caráter temporário em níveis de tensão de 88 kV ou 138 kV.

ANEXO LXIII

Submódulo 9.4

CÁLCULO DAS TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO (TUST) E TARIFA DE TRANSPORTE DE ITAIPU

Versão 1.0 C

1. OBJETIVO

Estabelecer os procedimentos utilizados para o cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e da Tarifa de Transporte de Itaipu.

2. ABRANGÊNCIA

2. Aplica-se às centrais de geração, autoprodutores, consumidores, importadores e exportadores de energia elétrica, ou seja, todos aqueles que acessam a rede básica (sistêmica), em nível de tensão igual ou superior à 230 kV, bem como aos novos empreendimentos de geração participantes de leilões de energia nova com previsão de conexão à rede básica e que não estejam em operação comercial.

3. METODOLOGIA NODAL PARA CÁLCULO DA TUST-RB

3.A metodologia para cálculo das tarifas e encargos nodais se baseia na estimativa de custos que os usuários impõem à rede nos períodos de exigência máxima, calculados a partir dos custos de investimento, operação e manutenção da rede mínima capaz de transportar os fluxos ocasionados em tais pontos.

4.Os encargos são ajustados ao montante necessário para cobrir os custos de serviço do sistema de transmissão ou de distribuição, por meio de valor aditivo à tarifa de cada barra, de forma a preservar a relatividade dos encargos entre os diversos agentes usuários.

5.Assim, metodologia nodal busca capturar a variação dos custos de expansão da rede, decorrente de um incremento marginal de injeção de potência, causados pelo crescimento da carga ou da geração, considerando as condições de demanda em que os elementos de transmissão são utilizados em carregamento máximo.

6.Para a aplicação da metodologia são adotadas as seguintes hipóteses:

i. utiliza-se a "rede ideal de custo mínimo", que se refere à rede necessária para o atendimento da demanda a partir das usinas existentes, e que tem a mesma topologia e impedâncias da rede existente no horizonte de cálculo;

ii. a capacidade de transmissão de cada linha e transformador da rede ideal coincide com o fluxo verificado no elemento, na condição de demanda considerada para o estabelecimento das tarifas de transmissão; e

iii. admite-se que a expansão da rede de transmissão se fará utilizando as rotas existentes. Isto implica em considerar que é possível expandir por meio de acréscimos marginais na capacidade de transmissão das rotas existentes.

7.A solução analítica do modelo é obtida a partir da rede ideal de custo mínimo em que é calculado um caso base de fluxo de potência linear por meio da construção da matriz de sensibilidade que relaciona os fluxos de potência nas diferentes linhas e transformadores com a potência injetada em cada barra do sistema.

8.Esta matriz de sensibilidade é obtida a partir da matriz de impedâncias "Zbus" que se calcula como parte do processo de solução do fluxo de potência linear. Cada sensibilidade é definida matematicamente como:

9.Em outros termos, aumentando-se em 1 MW a carga ou a geração em uma barra do sistema, pode-se determinar a variação dos fluxos nas linhas e transformadores. Como se está considerando que não há folgas na capacidade de transmissão, tais variações acarretam investimentos para elevar marginalmente a capacidade desses elementos.

10.A partir desses fluxos incrementais e usando custos padronizados de expansão (custos de reposição de linhas e subestações, parametrizados pelo comprimento das linhas, níveis de tensão e potência nominal de transformadores), é determinada a variação do custo de reposição da rede ideal para um aumento de 1 MW na geração ou na carga de cada barra do sistema, que definirá o preço nodal na barra, em R$/MW.

11.Para a determinação das tarifas nodais utilizam-se custos unitários, isto é, custos normalizados pelas capacidades padronizadas para cada elemento do sistema. Estes são baseados em custos de reposição, operação e manutenção típicos do sistema de transmissão.

12.Para a obtenção dos custos unitários das linhas de transmissão, as capacidades de transporte são padronizadas por nível de tensão e para os transformadores, as capacidades são padronizadas pelas potências nominais, conforme valores dispostos no Anexo I.

13.Para o cálculo da tarifa nodal foi introduzido o fator de ponderação com limite inferior de 0% e limite máximo de 100% no carregamento dos elementos (linhas de transmissão e transformadores), estabelecido da seguinte forma:

14.Assim, determinam-se os custos (ou benefícios) associados a uma unidade de incremento na demanda ou na geração em cada barra do sistema de acordo com a seguinte fórmula:

15.As tarifas nodais são estabelecidas em função de seu ponto de conexão à rede, não existindo relação entre pontos de injeção e pontos de retirada. Para o cálculo dessas tarifas, é definida uma barra de referência, advinda dos estudos de caso base de planejamento e única para todo o sistema, em que são compensadas as variações de injeção nas demais barras. Sendo assim, esta prerrogativa é considerada na equação acima, uma vez que os fatores BLb dependerão da referência escolhida.

3.1.AJUSTE DAS TARIFAS PARA COBERTURA TOTAL DA RECEITA ANUAL PERMITIDA - RAP

16.Os custos de transmissão da rede básica são remunerados às transmissoras por meio da RAP. Esta receita é arrecadada por meio dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão (EUST), que são pagos pelos usuários da rede básica.

17.Denomina-se EUST, o valor resultante do produto entre a TUST-RB e o Montante de Uso do Sistema de Transmissão - MUST contratado pelos usuários nos pontos de conexão com a rede básica, por meio dos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST).

18.Entretanto, os encargos resultantes da aplicação da tarifa nodal, que representa a parcela locacional da TUST-RB, não são suficientes para recuperar a RAP total provisionada no cálculo das tarifas. Desta forma, adiciona-se às tarifas nodais uma parcela aditiva, constante em R$/MW, garantindo o total de receita a ser arrecadada:

19.A parcela aditiva para o segmento geração (K geração ) é calculada:

20.A parcela aditiva para o segmento consumo (K consumo ) é determinada de forma semelhante, de modo que:

4. PROCEDIMENTOS GERAIS PARA CÁLCULO DA TUST-RB

21.As TUST serão aplicadas em base mensal, considerando a metodologia descrita na seção 3, considerando as disposições a seguir.

22.O limite mínimo da TUST-RB deve ser 50% da Tarifa Equivalente Uniforme (TEU) de cada segmento, calculada da seguinte forma:

23.Os encargos de uso do sistema de transmissão deverão ser suficientes para a prestação deste serviço e serão devidos aos respectivos concessionários e ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), observando:

i. as receitas anuais permitidas para as empresas concessionárias de transmissão, determinadas pela ANEEL;

ii. a parcela do orçamento anual do ONS a ser coberta por estes encargos, conforme estabelecido no seu Estatuto e aprovada pela ANEEL;

iii. passivos financeiros excepcionais aprovados pela ANEEL; e

iv. a compensação de déficit ou superávit do exercício anterior, contabilizado anualmente pelo ONS e aprovado pela ANEEL.

24.As perdas elétricas nos sistemas de transmissão para fins de contabilização e liquidação serão tratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), de acordo com as regras específicas.

25.Deverão ser considerados os Montantes de Uso do Sistema de Transmissão (MUST) contratados pelos usuários em regime permanente, de acordo com as Regras de Transmissão.

26.Para o segmento geração, será descontada as Parcelas TUSDg-T e TUSDg-ONS definidas no Submódulo 7.4 do Proret, por meio de parcela aditiva para formação da TUST-RB.

27.Para o segmento consumo, será considerado os ajustes de arrecadação por meio de parcela aditiva decorrentes dos itens 6.1 e 7.3, especificamente.

28.O fator de ponderação será calculado considerando igual a 0% e igual a 100%.

29.Deverá ser utilizada as capacidades nominais de longa duração constantes dos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão (CPST) para fins de definição da Cap L .

30.Deverá ser utilizado os custos-padrão estabelecidos a partir do Banco de Preços de Referência ANEEL e cadastrados no SIGET, conforme Anexo I, para definição dos custos de reposição (Custo L ).

31.Deverá ser utilizado caso base de fluxo de potência com a configuração anual do Sistema Interligado Nacional (SIN), considerando:

i.o despacho de todas as centrais de geração de forma proporcional aos MUST contratados em regime permanente, de forma a manter o equilíbrio entre carga e geração em cada submercado do SIN;

ii.as instalações em operação comercial e as com previsão de entrada em operação no horizonte de cálculo; e

iii.a modelagem dos efeitos da etapa de motorização de cada central de geração.

5. TUST-RB DO SEGMENTO GERAÇÃO

32.As TUST-RB do segmento geração serão controladas por ponto de conexão de Rede Básica, a partir de métrica denominada de envoltória tarifária, descrita a seguir:

i. Para o primeiro ciclo de aplicação (ciclo N-1), considerar a TUST Controlada (TC) por ponto de conexão de Rede Básica igual à TUST calculada na Barra (TB), também denominada de Tarifa de Partida (TP):

TC N-1 = TB N-1

ii. A partir do segundo ciclo (ciclo N), considerar o seguinte mecanismo de controle tarifário:

Onde,

N - ciclo tarifário de aplicação do controle tarifário;

TB - TUST-RB da Barra calculada anualmente;

P TB - Participação da TUST da Barra calculada anualmente, definida em 20%;

TC - TUST-RB Controlada da barra;

P TC - Participação da TUST Controlada, definida em 80%;

LS - Limite Superior;

LI - Limite Inferior;

IAT - Índice de Atualização da Transmissão (%); e

r e - Risco de expansão da transmissão, definido em 5%.

33.O IAT será calculado considerando a seguinte equação:

IATi = (IGP-Mj x CIGP-Mi) + (IPCAj x CIPCAi)

Onde:

IATi - Índice de Atualização da Transmissão no ciclo tarifário i;

IGP-Mj - IGP-M acumulado no ciclo tarifário j;

IPCAj - IPCA acumulado no ciclo tarifário j;

CIGP-Mj - Proporção da RAP das instalações de Rede Básica em operação com contratos de concessão reajustados por IGP-M no início do ciclo tarifário i;

CIPCA j - Proporção da RAP das instalações de Rede Básica em operação com contratos de concessão reajustados por IPCA no início do ciclo tarifário i;

i - ciclo tarifário atual; e

j - ciclo tarifário anterior, que considera os índices de maio do ciclo (i-2) a maio do ciclo (i-1).

34.A partir da edição desse regulamento, o IAT manterá seu histórico inalterado, atualizando apenas os índices relacionados ao período do ciclo j.

35.As TUST-RB das centrais de geração cuja remuneração seja integralmente oriunda de cotas de garantia física destinadas ao atendimento do Ambiente de Contratação Regulada (ACR) serão aquelas efetivamente obtidas para cada ciclo tarifário mediante cálculo anual (TB), não se aplicando o disposto nos parágrafos 32 e 33.

36.As TUST-RB poderão ser estimadas pelas centrais de geração a partir das Tarifas Controladas (TC) homologadas a cada ciclo por ponto de conexão de Rede Básica.

37.A Tarifa de Partida (TP) para o controle tarifário dos pontos de conexão de Rede Básica ainda não homologados no ciclo tarifário, relacionados à participação de novas centrais de geração em leilões do ACR, será estabelecida previamente ao certame desde que:

i. o novo ponto de conexão seja oriundo de novo sistema de transmissão integrante de Rede Básica planejado estritamente para o escoamento da geração relacionada ao leilão do ACR, de modo que a tarifa de partida para o controle tarifário será obtida mediante cálculo prospectivo no ciclo previsto para início de suprimento a partir de base de dados elaborada pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) com base no Plano Decenal de Energia Elétrica (PDE) e de RAP prospectiva calculada nos termos da seção 8;

ii. A Tarifa de Partida (TP) será válida em caso de êxito no certame e contratação do ponto de conexão declarado no leilão mediante celebração do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST); e

iii. A Tarifa de Partida será atualizada pelo IAT para a referência do ciclo imediatamente anterior ao ciclo previsto para a entrada em operação do respectivo ponto de conexão.

38.Seccionamento de Linhas de Transmissão de Rede Básica não é considerado novo sistema de transmissão planejado, de modo que não ensejará o cálculo descrito no parágrafo anterior.

39.Para os casos de TUST-RB de pontos de conexão de Rede Básica ainda não homologados, as centrais de geração poderão estimar a partir das tarifas da barra (TB) calculadas nos pontos de conexão adjacentes ao ponto de interesse.

40.No âmbito da Apuração Mensal dos Serviços e Encargos de Transmissão (AMSE), fica o ONS autorizado a definir os EUST considerando as TUST-RB homologadas:

i. para cada ponto de conexão contratado (caso geral); ou

ii. nominalmente para cada central de geração, caso se conforme nos termos do parágrafo 35 ou dos procedimentos transitórios definidos na seção 10.

41.Caso alguma central de geração celebre CUST e não haja TUST-RB homologada para o ponto de conexão de Rede Básica contratado, o ONS deverá aplicar a Tarifa Controlada (TC) homologada do ponto de conexão eletricamente mais próximo até o ciclo tarifário subsequente, quando o ponto de conexão contratado passará a ser modelado na base de dados, considerando a tarifa aplicada no ciclo anterior como de partida (TP) para a envoltória tarifária.

42.Para as centrais geradoras associadas, a TUST será única para o conjunto associado e será estabelecida nas apurações mensais de serviços e encargos de transmissão pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS após a celebração do respectivo Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - CUST da seguinte forma:

Onde:

TUSTg - TUST-RB calculada pela ANEEL aplicável para cada central de geração integrante do conjunto associado;

MUSTg - Parcela do Montante de Uso do Sistema de Transmissão - MUST contratado declarada para cada central geradora integrante do conjunto associado;

I - central geradora participante da associação; e

n - total de centrais geradoras participantes da associação.

43.Aplicam-se às centrais geradoras associadas as demais condições estabelecidas neste regulamento.

6.. TUST DO SEGMENTO CONSUMO

6.1. TUST-RB DO SEGMENTO CONSUMO

44.As TUST-RB do segmento consumo serão estabelecidas a cada ciclo tarifário, nos horários de ponta e fora ponta, com o montante a ser arrecadado rateado de forma proporcional ao total de MUST contratado em regime permanente e em cada horário.

45.As diferenças anuais apuradas a cada ciclo tarifário, para mais ou para menos, entre as TUST-RB estabelecidas para o segmento geração e aquelas efetivamente obtidas para o mesmo ciclo mediante simulação anual (TB), serão contabilizadas e atribuídas ao segmento consumo do SIN de forma proporcional aos MUST contratados em regime permanente.

46.No âmbito da AMSE, caso algum usuário do segmento consumo celebre CUST e não haja TUST-RB homologada para o ponto de conexão contratado, o ONS deverá aplicar a tarifa homologada do ponto de conexão eletricamente mais próximo até o ciclo tarifário subsequente, quando o ponto de conexão contratado passará a ser modelado na base de dados.

6.2. TUST-FR DAS DISTRIBUIDORAS E PERMISSIONÁRIAS

47.A RAP associada às instalações de fronteira deve considerar as parcelas relacionadas aos transformadores e conexões com tensão primária igual ou superior a 230 kV pertencentes à Rede Básica e as instalações classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso compartilhado, bem como a parcela de ajuste proveniente das diferenças entre a RAP e o valor recebido das distribuidoras no ciclo anterior, nos termos do Submódulo 9.3 do PRORET.

48.A TUST-FR será obtida a partir do rateio do valor total da RAP e PA pelo somatório dos MUST contratados em regime permanente e em cada ponto de conexão, pelas respectivas distribuidoras e permissionárias, nos postos tarifários de ponta e fora de ponta.

49.No âmbito da AMSE, caso algum usuário do segmento consumo celebre CUST e não haja TUST-FR homologada para o ponto de conexão contratado, o ONS deverá:

i.aplicar a tarifa homologada para os pontos de conexão pertencentes à Rede Básica de Fronteira/DIT compartilhada, caso o ponto de conexão faça parte dessas instalações; ou

ii.solicitá-la à ANEEL, caso contrário.

7.. BASE DE DADOS DA TUST

50.A Base de Dados para cálculo da TUST deverá ser colocada em Tomada de Subsídios a cada ciclo tarifário, para que a sociedade possa excrutiná-la, de modo a propiciar a participação pública e a promoção da qualidade dos dados a serem utilizados no cálculo.

51.Deverá ser representada a rede elétrica em operação comercial acrescida das instalações previstas para entrarem em operação comercial até o fim do ciclo tarifário sob cálculo, conforme dados disponibilizados no SIGET.

52.Após a homologação da Base de Dados pela ANEEL, ela se torna blindada, não podendo haver alterações posteriores.

7.1. REPRESENTAÇÃO DA CARGA

53.A representação da carga na base de dados de cálculo da TUST do ciclo tarifário deve considerar as premissas elencadas abaixo:

i. A representação da carga das distribuidoras e das unidades consumidoras com acesso à Rede Básica deve considerar a média dos MUST efetivamente contratados na modalidade permanente para o ciclo tarifário sob cálculo;

ii. Para os CUST que apresentem mais de um valor de MUST em seus anexos, o MUST representado deve ser aquele aderente à rede elétrica prevista para o ciclo tarifário sob cálculo; e

iii. Para CUST em outras modalidades, a unidade consumidora ou distribuidora ou importadora deve ser representada:

iii.a) com valor da carga igual a 0,1 MW, quando a barra associada não tenha outra carga em regime permanente; ou

iii.b) com valor de carga igual a zero, caso a barra já possua carga em regime permanente.

7.2. REPRESENTAÇÃO DA GERAÇÃO

54. A representação da geração na base de dados de cálculo da TUST do ciclo tarifário deve considerar as premissas elencadas abaixo:

i. Representação da geração com acesso à Rede Básica deve considerar o maior MUST efetivamente contratado na modalidade permanente para o ciclo tarifário sob cálculo, proporcionalmente a cada ponto de conexão contratado; e

ii. Para CUST em outras modalidades, a central de geração não deve ser representada na base de dados.

55. A ANEEL poderá adotar critérios mais restritivos de representação dos geradores a serem inclusos na arrecadação do ciclo tarifário, a depender da evolução dos cronogramas de implantação dos empreendimentos de geração e transmissão associados ao escoamento da energia produzida.

7.3. MECANISMOS DE AJUSTE DE ARRECADAÇÃO

56.Os mecanismos de ajuste de arrecadação são denominados de MUST Parcial e EUST Parcial, justificados pela finalidade de evitar a majoração dos encargos de uso por parte do segmento geração, e consequente déficit de receita ao fim do ciclo, assegurando assim, a arrecadação de recursos suficientes para cobertura dos custos dos sistemas de transmissão, conforme preconizado na alínea a, inciso XVIII, do art. 3º da Lei nº 9.427, de 1996.

57.Cumpre destacar que caso esses recursos não sejam provisionados para pagamento no ciclo tarifário, eles serão pagos por meio de Parcela de Ajuste no próximo ciclo. Assim, o provisionamento permite identificar um montante de recurso que, de outra forma, seria considerado uma incerteza até a apuração pelo ONS da Parcela de Ajuste. Portanto, as parcelas MUST Parcial e EUST Parcial não representam custos adicionais, mas a redução da incerteza associada ao acréscimo de valores positivos à Parcela de Ajuste.

7.3.1 MUST PARCIAL

58.As centrais de geração devem declarar montantes de uso conforme cronograma contido no respectivo ato de outorga, conforme Regras de Transmissão.

59.Desta forma, as usinas que passam por período de motorização até atingir a potência outorgada contratam MUST que reflita esse processo, ensejando na apuração de encargos de uso que variam ao longo do ciclo de forma crescente.

60.Ocorre que o cálculo tarifário comporta apenas um valor de MUST, dado pela máxima potência injetável a fim de refletir a máxima utilização da rede pelo usuário. Dessa forma, a arrecadação fica majorada por um montante que não será utilizado para apurar todos os encargos de uso do ciclo, gerando um déficit de arrecadação. Portanto, faz-se necessário implementar mecanismo que ajuíze o pagamento mais preciso da usina, chamado de MUST Parcial.

61.Neste cálculo adota-se o conceito do MUST equivalente, dado pela razão entre o somatório dos MUST escalonados no ciclo tarifário e os 12 meses do ciclo, que representa a parcela de contribuição da central de geração no rateio da receita a ser arrecadada no ciclo.

62.A arrecadação mensal associada à rubrica MUST Parcial é dada pela multiplicação do resultado da diferença entre o MUST máximo contratado no ciclo e o MUST equivalente pela respectiva TUST-RB.

7.3.2. EUST PARCIAL

63.As centrais de geração devem contratar o uso do sistema de transmissão conforme as datas estabelecidas na outorga, nos termos das Regras de Transmissão, de modo que o início de execução do MUST pode ocorrer em qualquer mês do ciclo tarifário.

64.Contudo, o cálculo tarifário considera as usinas com pagamentos constantes durante o ciclo, num total de 12 meses, ocasionando a majoração dos encargos de uso pelas novas centrais de geração. Dessa forma, faz-se necessário implementar mecanismo que determine o real pagamento da usina, desde o início da contratação, denominado de EUST Parcial.

7.4. CUSTOS DE REPOSIÇÃO

65.Os custos de reposição das instalações modeladas na base de dados deverão ser compostos de acordo valores dispostos no Anexo I, obtidos a partir do Banco de Preços de Referência ANEEL, nos termos da Nota Técnica nº 092/2013-SRT/ANEEL disponibilizada na Audiência Pública nº 040/2013.

7.5. TRATAMENTO DAS INSTALAÇÕES DE CORRENTE CONTÍNUA

66.trata especificamente das instalações de corrente contínua, cujo fluxo de potência utilizado para encontrar as relatividades entre as TUST-RB tem por origem um despacho pré-definido dos geradores, de forma proporcional à potência contratada.

67.Ocorre que os fluxos de potência em instalações de corrente contínua são determinados pelo Operador do sistema. Caso se estabeleçam os fluxos nas instalações de corrente contínua, fica calculado o custo arrecadado na instalação em questão. Assim, o nível da TUST-RB dos empreendimentos com sensibilidade positiva e negativa em relação àquela instalação passa a ser afetada pelo critério de determinação do fluxo de potência na instalação.

68.Sendo assim, para o cálculo da TUST-RB, as instalações de corrente contínua devem ser modeladas como circuitos de corrente alternada equivalentes pelo ONS, em termos de parâmetros elétricos, a fim de que o fluxo nos elementos seja resultado da convergência do fluxo de potência, como nas demais instalações modeladas.

69.Para o caso da energia proveniente das usinas hidrelétricas UHE Santo Antônio e Jirau, há que se considerar que o escoamento ocorre por meio de dois bipolos de corrente contínua ± 600 kV e de dois sistemas de conversoras de Corrente Alternada (CA)/Corrente Contínua (CC) back-to-back 500/230 kV.

70.De forma a evitar que a modelagem leve a fluxo de potência somente pelo elo de corrente contínua, as usinas devem ser modeladas de modo a escoar a potência de forma proporcional à capacidade dos equipamentos (bipolos e back-to-back). Assim, 90% da capacidade total de geração utilizam os bipólos de corrente contínua, enquanto os restantes 10% da capacidade de geração utilizam as conversoras back-to-back.

71.Caso outros sistemas de transmissão sejam construídos para que o escoamento de uma mesma usina se dê em circuitos de corrente alternada e em circuitos de corrente contínua concomitantemente, o ONS está autorizado a modelar o escoamento da central de geração de forma proporcional à capacidade dos equipamentos CA/CC envolvidos no acesso ao sistema.

8. RAP PROSPECTIVA

72.As RAPs prospectivas são calculadas a partir da RAP homologada no ciclo tarifário vigente e utilizadas para o cálculo da TUST-RB descrito no parágrafo 37. Para estimar o incremento de receita associada à expansão prevista para a Rede Básica no horizonte de cálculo, parte-se da RAP inicial para o ciclo tarifário sem componentes financeiros imprevisíveis, como a Parcela de Ajuste - PA e Outros Ajustes.

73.A RAP inicial é composta de:

i. Parcela da RAP referente às instalações de transmissão Licitadas - RBL;

ii. Parcela da RAP referente às instalações de transmissão existentes, integrantes da Rede Básica, conforme as Resoluções nº 166 e nº 167, de 2000 - RBSE;

iii. Parcela da RAP correspondente às novas instalações autorizadas, integrantes da Rede básica e com receitas estabelecidas por resolução específica após a publicação da Resolução ANEEL nº 167, de 2000 - RBNI;

iv. Parcela da RAP correspondente às melhorias nas instalações de transmissão, conforme REN nº 443, de 2011 - RMEL;

v. Interligações Internacionais - REQNI;

vi. Previsão de receita para novas instalações de transmissão no ciclo; e

vii. outras que porventura vierem a ser criadas.

74.A RAP do ciclo inicial deve desconsiderar os componentes financeiros imprevisíveis, tais como: passivos excepcionais, Parcelas de Ajuste e Outros Ajustes, pois possuem característica provisória de ajuste de recursos entre ciclos tarifários, não se perpetuando nas receitas futuras.

75.Importante salientar que as parcelas de RBL, RBNI, REQNI e RMEL da RAP inicial somente alcançam o ciclo tarifário objeto do cálculo. Para o cálculo da RAP Prospectiva faz-se necessário adicionar:

i. as receitas estimadas subsequentes das ampliações de instalações de Rede Básica - caracterizadas como estimativas da RBL;

ii. as receitas estimadas subsequentes referentes à substituição das instalações com vida útil regulatória esgotada - caracterizadas como estimativas da RMEL;

iii. as receitas estimadas subsequentes referentes às novas instalações autorizadas - caracterizadas como estimativas da RBNI; e

iv. outras que porventura vierem a ser criadas.

76.As estimativas das receitas subsequentes relacionadas a expansão da Rede Básica para consecução das RAPs prospectivas serão formadas pela agregação das componentes dispostas abaixo, a partir da RAP inicial:

i. as receitas dos empreendimentos outorgados na Rede Básica e Interligações Internacionais, classificadas como RBL, RBNI, RMEL e REQNI, constantes do Sistema de Gestão da Transmissão - SIGET, e previstos no horizonte do PDE para entrada em operação comercial;

ii. as estimativas das receitas dos empreendimentos não outorgados na Rede Básica e Interligações Internacionais (estimativa das parcelas de receita classificadas como RBL, RBNI e REQNI), obtidas a partir dos investimentos constantes do PET/PELP compreendidos no horizonte do PDE para entrada em operação comercial;

iii. os efeitos decorrentes da Portaria MME nº 120/2016;

iv. a redução devido ao perfil degrau (redução de 50% no 16º ano) constante em contratos de concessão de transmissão celebrados entre 2000 e 2007.

77.Para as estimativas associadas ao item (ii):

i. os investimentos do PET/PELP deverão ser atualizados pelo IAT até a data de referência do ciclo tarifário sob cálculo;

ii. Sobre o valor obtido em (i), aplica-se o REIDI médio de 91,67%, calculado a partir do índice referente à linha de transmissão (91,90%) e do índice referente à subestações (91,44%). Tais valores foram obtidos a partir da Resolução Homologatória ANEEL nº 1.706, de 2014, que estabelece em seu art. 1º os valores devidos ao Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura - REIDI a serem aplicados para linhas de transmissão e subestações; e

iii. Por fim, aplica-se a metodologia constante do Submódulo

9.7 do PRORET para a definição das estimativas de receita dos empreendimentos não outorgados previstos no PET/PELP, considerando o WACC, TFSEE e P&D homologados pela ANEEL, bem como a Taxa Média de Depreciação - TMD igual a 0,33% (1/30 anos).

9. TARIFA DE TRANSPORTE DE ITAIPU

78.As instalações de transmissão dedicadas à usina hidrelétrica de Itaipu são remuneradas diretamente por meio da tarifa de transporte de Itaipu, que é definida como a razão entre os encargos de conexão das instalações no ciclo tarifário em análise, adicionada à parcela de ajuste do período, e a potência média contratada pelos cotistas-partes para o ano civil.

Onde:

Tarifa de Transporte de Itaipu - tarifa mensal de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu a ser aplicada aos seus cotistas-parte, em R$/MW;

EC Itaipu - encargo de conexão anual, referente às instalações de conexão dedicadas à Itaipu, não integrantes da rede básica, durante o ciclo tarifário, em R$;

PA Itaipu - parcela de ajuste referente aos déficits ou superávits de receita entre o valor devido e o apurado, referente às instalações de conexão dedicadas à Itaipu, durante o ciclo tarifário vigente, em R$;

PA PM Itaipu - parcela de ajuste referente as variações de potência contratada decorrentes do descasamento entre ano civil e ciclo tarifário, em R$; e

PM Itaipu - potência média contratada pelas distribuidoras por meio de cotas-parte a cada ano civil, em MW.

79.A potência de Itaipu contratada pelo Brasil é vendida por meio de cotas-parte às distribuidoras de energia elétrica das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, de acordo com o mercado dessas empresas. Desta forma, para cada ano civil subsequente, a ANEEL publica, em resolução homologatória específica, as cotas-parte e os montantes de potência contratada e energia vinculada referente à Itaipu, que deverão ser repassados às distribuidoras.

80.Os valores dos encargos de conexão e das PAs são reajustados monetariamente com a aplicação do IVI nos termos estabelecidos no contrato de concessão associado a essas instalações.

10. PROCEDIMENTOS TRANSITÓRIOS

81.As TUST-RB homologadas anteriormente à edição desse regulamento, nos termos das Resoluções Normativas nº 267/2007 e nº 559/2013, devem ser mantidas durante os prazos de validade inicialmente estabelecidos e atualizadas monetariamente pelo IAT. Ademais, a partir da publicação desse regulamento não serão homologadas novas tarifas estabilizadas nos termos das referidas Resoluções.

82.As TUSDg associadas às centrais de geração vencedoras de leilão que alteraram seus acessos posteriormente ao certame para a Rede Básica, nos termos do §3º do art. 20-A da Resolução Normativa nº 349/2009, terão seus valores mantidos como TUST-RB durante 10 ciclos tarifários a contar daquele da entrada em operação comercial das centrais de geração prevista no edital, sendo apenas atualizadas monetariamente pelo IAT nesse período. Terminando a citada validade, as TUST-RB passam a ser estabelecidas conforme metodologia vigente aplicada às demais centrais de geração que acessam à Rede Básica.

83.A mudança de regime metodológico das tarifas atualmente homologadas para a métrica descrita na seção 5 incorrerá em alguma das seguintes condições:

i. Para as TUST-RB homologadas nos termos da Resolução Normativa nº 267/2007, caso tenha findado o prazo de validade do conjunto de TUST-RB homologado;

ii. Para as TUST-RB homologadas nos termos da Resolução Normativa nº 559/2013, nas seguintes condições:

ii.a) vencida a validade da outorga da central de geração vencedora de leilão do ACR, com TUST-RB pré-estabelecida ao certame; ou

ii.b) para a central de geração não conformada no item (ii.a) desde que: vencida a validade de 10 ciclos tarifários da TUST-RB ou da outorga; ou tenha a outorga renovada, prorrogada ou relicitada, o que ocorrer primeiro dentre os critérios deste item.

iii. Alteração de ponto de conexão em relação ao considerado no estabelecimento da TUST-RB; ou

iv. Aumento acima de 10% da máxima potência injetável considerada no estabelecimento da TUST-RB.

84.A mudança de regime metodológico de que trata o parágrafo 83, deverá considerar período de transição a fim de atenuar variações tarifárias abruptas entre a TUST-RB Nova recalculada e a Vigente antes do recálculo, atualizada pelo IAT para a mesma referência de preços da TUST-RB nova, nos seguintes termos:

85.O parágrafo 84 aplica-se indistintamente a todo o segmento geração para quaisquer movimentos tarifários (aumentos ou reduções), exceto:

i. Para as centrais de geração cuja remuneração seja integralmente oriunda de cotas de garantia física destinadas ao atendimento do ACR;

ii. Para as centrais relativas ao item (i) que alterarem seu regime para qualquer outro que enseje a comercialização de energia elétrica; e

iii. A partir do ciclo 2022/2023, para as centrais de geração cuja TUST estabilizada tenha sido fixada nos termos da Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007.

86.Excepcionalmente, para as centrais de geração que tiveram a TUST estabilizada fixada nos termos da Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007, e reduzida com a aplicação do cálculo da transição de que trata o caput do art. 8º da Resolução Normativa nº 559/213 até o ciclo tarifário 2021/2022, os valores resultantes devido à aplicação desta regra de transição deverão ser creditados para essas centrais geradoras no ciclo tarifário 2022/2023 devidamente atualizado pelo Índice de Atualização de Transmissão - IAT.

87.No ciclo 2022/2023 se dará o início (ciclo N-1) da métrica disposta na seção 5 para estabelecimento das Tarifas de Partida dos pontos de conexão de Rede Básica modelados neste ciclo.

11. GLOSSÁRIO

88. Na tabela abaixo, estão listadas as definições dos termos utilizados neste submódulo.

Informação	Unidade	Definição
ACR	---	Ambiente de Contratação Regulado
AMSE	---	Apuração Mensal dos Serviços e Encargos de Transmissão
Barra	---	Ponto de Conexão
CUST	---	Contrato de Uso do Sistema de Transmissão.
Cotas-parte de Itaipu	%	Percentuais referentes à produção de Itaipu atribuídos às distribuidoras das regiões Centro Oeste, Sudeste e Sul.
DIT	---	Demais Instalações de Transmissão
Potência contratada Itaipu	MW	Potência a contratada pelas distribuidoras por meio de cotas-partes a cada ano civil junto à ELETROBRAS, referentes à Itaipu.
EC	R$	Encargo de Conexão às Instalações de Transmissão.
EUST	R$	Encargos de Uso do Sistema de Transmissão.
IAT	%	Índice de Atualização da Transmissão.
IGP-M	%	Índice Geral de Preços ao Mercado publicado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV.
IPCA	%	Índice de Preços ao Consumidor Amplo publicado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE.
IVI	%	Índice de Variação da Inflação definido no contrato de concessão de transmissão.
MUST	MW	Montante de Uso do Sistema de Transmissão.
PA	R$	Parcela de Ajuste.
Parcela TUSDg ONS	R$	Parcela arrecadada por meio da componente TUSDg-ONS, referente ao custeio do ONS, em função de geradores que acessam Redes Unificadas.
Parcela TUSDg-T	R$	Parcela arrecadada por meio da componente TUSDg-T, referente aos geradores em Redes Unificadas que exportam para a Rede Básica.
PDE	---	Plano Decenal de Energia Elétrica
P&D	%	Taxa de Pesquisa e Desenvolvimento
PET	---	Plano de Expansão da Transmissão
PELP	---	Plano de Expansão de Longo Prazo
RAP	R$	Receita Anual Permitida.
RU	---	Redes Unificadas (redes de âmbito de distribuição em tensão de 88 kV e 138 kV)
RB	---	Rede Básica
SIGET	---	Sistema de Gestão da Transmissão
Tarifa de Itaipu	R$/MW	Tarifa mensal de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu a ser aplicada aos seus cotistas-parte.
TFSEE	%	Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica
TMD	%	Taxa Média de Depreciação
TUSDg	R$/kW.mês	Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição associada às centrais de geração conectadas em Redes Unificadas.
TUST	R$/kW.mês	Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão.
TC	R$/kW.mês	TUST-RB Controlada da barra.
TB	R$/kW.mês	TUST-RB da Barra calculada anualmente.
TP	R$/kW.mês	TUST-RB de partida para o controle tarifário.
TUST-RB	R$/kW.mês	Tarifas de uso do sistema de transmissão destinadas a custear as instalações da rede básica.
TUST-FR	R$/kW.mês	Tarifas de uso do sistema de transmissão destinadas a custear as instalações da rede básica de fronteira e DIT compartilhadas.
WACC	%	Wheighted Average Cost of Capital (Custo Médio Ponderado de Capital)

ANEXO I - CUSTOS DE REPOSIÇÃO UTILIZADOS NA BASE DE DADOS PARA CÁLCULO DA TUST-RB.

Custos de Reposição das Linhas de Transmissão
Nível de Tensão (kV)	Custo 1997 1 (R$ x1000 / km)	Custo Banco de Preços ANEEL 1 (R$ x1000 / km)
765	429,68	1.257,07
500	314,51	855,43
440	294,45	668,35
345	202,35	479,91
230	125,31	292,28

Custos de Reposição de Vãos de Linhas e Transformadores
Nível de Tensão (kV)	Configuração de Barramentos	Custo Banco de Preços ANEEL 1 (R$ x1000)
765	Disjuntor e Meio - DJM	16.706,87
500	Disjuntor e Meio - DJM	15.211,84
440	Disjuntor e Meio - DJM	13.691,89
345	Barra Dupla 5 Chaves - BD5	8.612,11
230	Barra Dupla 4 Chaves - BD4	5.442,35

Bancos de Autotransformadores
Primário (kV)	Secundário (kV)	Custo Médio Banco de Preços ANEEL 1 (R$ x 1000) / MVA
765	500	26,75
765	345	27,48
550	440	31,91
525	345	47,29
525	138	51,07
500	345	42,72
500	230	45,97
500	138	52,72
500	69	108,68
440	345	41,62
440	230	51,40
440	138	68,83
345	300	42,93
345	230	48,01
345	138	50,73
230	161	62,69
230	138	63,96

Autotransformadores trifásicos
Primário (kV)	Secundário (kV)	Custo Médio Banco de Preços ANEEL 1 (R$ x1000) / MVA
500	345	31,57
500	230	25,60
345	230	39,52
345	138	46,04
300	138	50,73
230	138	48,34
230	88	75,13
230	34	74,78

Banco de Transformadores
Primário (kV)	Secundário (kV)	Custo Médio Banco de Preços ANEEL 1 (R$ x1000) / MVA
500	138	53,65
440	230	55,38
440	138	75,65
440	88	61,40
440	16	76,95
345	138	63,42
345	10,5	114,99
230	138	74,80
230	88	76,66
230	69	73,10
230	13	55,32

Transformadores Trifásicos
Primário (kV)	Secundário (kV)	Custo Médio Banco de Preços ANEEL 1 (R$ x 1000) / MVA
500	345	45,89
500	138	52,17
345	34,5	66,70
345	20	42,37
345	13,8	124,30
230	138	63,80
230	115	116,39
230	88	101,13
230	69	60,00
230	34	79,73
230	20	52,13
230	13,8	66,04
230	13	88,34 3
230	11	111,00
225	138	63,80

1 Ref.: Jun/2012

2 Adotada a relação 230/12,3 kV como referência, visto que a relação 230/13 kV não existe no Banco de Preços de Referência ANEEL.

ANEXO LXIX

Submódulo 10.5

Informações Periódicas para Cálculo da TUST e Tarifa de Transporte de Itaipu

Versão 1.0 C

1. OBJETIVO

Estabelecer as informações periódicas requeridas, bem como as formas de disponibilização, para o cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão - TUST e da Tarifa de Transporte de Itaipu.

2. ABRANGÊNCIA

Aplica-se às concessionárias de transmissão, às concessionárias e permissionárias de distribuição, aos outorgados de geração, aos consumidores e ao Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS e à Empresa de Pesquisa Energética - EPE.

3. DISPONIBILIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES

3.1. INFORMAÇÕES PERIÓDICAS PARA CÁLCULO DA TUST E DA TARIFA DE TRANSPORTE DE ITAIPU (SUBMÓDULO 9.4)

3.1.1. INFORMAÇÕES PERIÓDICAS PARA CÁLCULO DA TUST

As informações necessárias para o cálculo da TUST estão listadas na Tabela 1, bem como responsáveis, prazo e forma de disponibilização.

Tabela 1: Informações periódicas para o cálculo da TUST.

Informações Periódicas	Responsável	Prazo	Forma de disponibilização
Capacidades das Interligações Internacionais	ONS	Até 31/03 (Dados Preliminares para TS); Até 10/06 (Dados Consolidados)	Carta e em formato eletrônico definido pela SGT
Base de Dados para o Programa Nodal (arquivos contendo a configuração da rede para o ciclo, as capacidades e os custos de reposição e os montantes de uso contratados)
PIU		Até 10/06	Carta e em formato eletrônico definido pela SGT
PIS			Carta e em formato eletrônico definido pela SGT
Orçamento do ONS	ANEEL	Até 10/06	Resolução
PA	SGT/ANEEL	--------------------	Nota Técnica
RAP e Índices Econômicos (IGP-M/IPCA)			Nota Técnica

3.1.2. INFORMAÇÕES PERIÓDICAS PARA O CÁLCULO DA TARIFA DE TRANSPORTE DE ITAIPU

As informações necessárias para o cálculo da Tarifa de Transporte de Itaipu estão listadas na tabela 2, bem como responsáveis, prazo e forma de disponibilização.

Tabela 2: Informações periódicas para o cálculo da Tarifa de Transporte de Itaipu.

Informações Periódicas	Responsável	Prazo	Forma de disponibilização
Potência Contratada Itaipu	ANEEL	Até 31 de maio.	Resolução
RAP, incluindo PA, referente às instalações de conexão de Itaipu	SGT/ANEEL	--------------------	Nota Técnica

3.2. INFORMAÇÕES PERIÓDICAS PARA CÁLCULO DA TUST DESTINADA AOS GERADORES PARTICIPANTES DE LEILÕES DE ENERGIA - (DO SUBMÓDULO 9.4)

Para os geradores participantes de leilões de energia do ACR, cuja Tarifa Controlada (TC) do ponto de conexão pretendido junto à EPE não esteja homologada, nos termos definidos no parágrafo 37 do Submódulo 9.4, as informações necessárias para o cálculo tarifário estão listadas na tabela 3, bem como os responsáveis, prazo e forma de disponibilização.

Tabela 3: Informações periódicas para o cálculo da TUST longo prazo.

Informações Periódicas	Responsável	Prazo	Forma de disponibilização
Base de Dados para o Programa Nodal	EPE	Até 20 dias da data prevista para a aprovação do Edital Leilão.	Carta e em formato eletrônico definido pela SGT
Lista de Usinas inscritas para o Leilão	EPE	Até 20 dias da data prevista para a aprovação do Edital Leilão.	Carta e em formato eletrônico definido pela SGT
Obras com os respectivos investimentos considerados no PET/PELP vigente	EPE	Até 20 dias da data prevista para a aprovação do Edital Leilão.	Carta e em formato eletrônico definido pela SGT
WACC,TFSEE e P&D	ANEEL	Até 30 dias da data prevista para a aprovação do Edital do Leilão.	Resolução/ Despacho

2.GLOSSÁRIO

Na tabela 5, estão listadas as informações para o cálculo da TUST e encargos de uso e de conexão.

Tabela 5: Glossário

Informação	Unidade	Definição
Barra	---	Ponto de conexão.
Base de Dados para o Programa Nodal	---	Conjunto de arquivos eletrônicos, contendo os dados de entrada, com a configuração da rede para o ciclo, capacidades e custos de reposição e montantes de uso contratados pelos usuários, necessários para o cálculo das TUST.
Cotas-parte de Itaipu	%	Percentuais referentes à produção de Itaipu atribuídos às distribuidoras das regiões Centro Oeste, Sudeste e Sul.
Potência contratada Itaipu	MW	Potência a contratada pelas distribuidoras por meio de cotas-partes a cada ano civil junto à ELETROBRAS, referentes à Itaipu.
MUST	MW	Montante de Uso do Sistema de Transmissão.
Orçamento do ONS	R$	Parcela do orçamento do ONS a ser custeado por meio de encargos de uso do sistema de transmissão.
Programa Nodal	---	Ferramenta computacional baseada na metodologia nodal para cálculo das tarifas de uso do sistema de transmissão.
RAP	R$	Receita Anual Permitida.
TUST	R$/kW.mês	Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão.
TC	R$/kW.mês	TUST Controlada da barra.
PIU	R$	Parcela de Ineficiência, apurada mensalmente, por ultrapassagem a ser cobrada da distribuidora quando houver ultrapassagem de demanda, caracterizada pela medição de demanda máxima em valor superior a 110% do MUST contratado nos horários de ponta e/ou fora de ponta.
PIS	R$	Parcela de Ineficiência, apurada anualmente, por sobrecontratação a ser cobrada da distribuidora quando houver sobrecontratação de demanda, caracterizada pela medição de demanda máxima anual em valor inferior a 90% do maior MUST contratado no ano civil no horário de ponta e/ou no horário fora de ponta.
WACC	%	Wheighted Average Cost of Capital (Custo Médio Ponderado de Capital)

Este conteúdo não substitui o publicado na versão certificada

(Nova Redação dada dos MÓDULOS: Submódulo 7.4, 9.4 e 10.5, pela Resolução Normativa 1024, de 28/06/2022)

ANEXO LX

Módulo 9: Concessionárias de Transmissão

Submódulo 9.1

REVISÃO PERIÓDICA DAS RECEITAS DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO

Versão 4.1

OBJETIVO

1. Estabelecer os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos para realização das Revisões Periódicas (RTP) das receitas dos seguintes agentes de serviço público de transmissão de energia elétrica, doravante designados transmissoras:

I - Concessionárias de transmissão que firmaram termo aditivo para prorrogação de seus contratos de concessão nos termos da Lei nº 12.783/2013;

II - Concessionárias de transmissão que firmaram novos contratos de concessão em virtude da segregação de atividades de transmissão e distribuição disciplinada na Lei nº 10.848/2004; e

III - Agentes equiparados às concessionárias de transmissão nos termos da Lei nº 12.111/2009.

1. ABRANGÊNCIA

2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se às transmissoras com revisão periódica sobre toda a base de ativos, conforme os termos do Contrato de Concessão ou da Portaria com designação de equiparação das instalações de transmissão.

2. PROCEDIMENTOS GERAIS

3. A revisão periódica das Receitas Anuais Permitidas das transmissoras será compreendida pelo cálculo do reposicionamento tarifário - RT, definido conforme fórmula a seguir:

4. A Receita Requerida será obtida mediante a soma das parcelas de receitas reposicionadas, conforme o caso, de modo a considerar os custos operacionais eficientes, a remuneração dos investimentos prudentes e a quota de reintegração regulatória.

5. As Outras Receitas serão apuradas conforme item 8 desse Submódulo.

6. A Receita Vigente será obtida pela soma das parcelas de receita correspondentes ao ano anterior à data da revisão.

7. A RAP da transmissora será composta de acordo com a fórmula a seguir:

Sendo:

Onde:

RAPi: Parcelas da RAP aplicáveis a cada transmissora;

CAA: Custo Anual dos Ativos, descrito conforme os itens 4, 6 e 7 deste Submódulo;

CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção, descritos conforme o item 5 deste Submódulo;

ET: Encargos Setoriais e Tributos aplicáveis; e

PA: Parcela de ajuste.

8. A partir da publicação da Resolução Homologatória do resultado da revisão periódica de cada transmissora ficam revogadas as parcelas de RAP publicadas nas Resoluções Autorizativas para as instalações de transmissão que tenham sido objeto da presente revisão.

9. As parcelas da RAP aplicáveis a cada transmissora que passam por processo de revisão são as seguintes:

I - R1: Parcelas da RAP concernentes aos ativos abrangidos pela Lei nº 12.783/2013, em consonância com a Portaria MME nº 120/2016, e pela REN nº 762/2017, ou o que vier a sucedê-la, sob incorporação na base blindada de ativos. Essa parcela de receita aplica-se às concessionárias prorrogadas nos termos da Lei.

II - R2: Parcelas da RAP associadas apenas ao custeio das despesas de operação e manutenção das instalações de transmissão autorizadas às concessionárias prorrogadas que foram objeto de indenização, nos termos da Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de 1º de novembro de 2012.

III - R3: Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão em operação comercial e que já foram objeto de reavaliação em ciclos de revisão anteriores, classificadas como Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão, sob incorporação na base blindada de ativos. A parcela de receita R3 aplica-se às concessionárias desverticalizadas ou agentes equiparados.

IV - R4: Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão autorizadas pela ANEEL que entraram em operação comercial no presente ciclo de revisão (entre as datas-bases das revisões anterior e a atual), classificadas como Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão, sob incorporação na base incremental de ativos.

10. Não cabe reposicionamento das receitas referente às parcelas da RAP cujos contratos de concessão não prevejam sua revisão. Sob essas receitas aplicam-se as correções e atualizações contratualmente estabelecidas.

3. METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DA TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL

11. Denomina-se ano aplicação (ano A ): ano em que será aplicada a taxa regulatória de remuneração do capital aos processos de revisão de receita.

12. Denomina-se ano de referência (ano t ): ano em relação ao qual são dimensionadas as janelas definidas para os parâmetros.

3. 1. REMUNERAÇÃO DO CAPITAL PRÓPRIO

13. A remuneração do capital próprio adota o método de risco/retorno CAPM (Capital Asset Pricing Model), definido conforme a seguinte equação:

14. O modelo é adaptado pela utilização de título brasileiro:

15. Remuneração do título público brasileiro:

Amostra: NTN-B (Notas do Tesouro Nacional indexadas ao Índice de Preços ao Consumidor - IPCA), cujos dados estão disponíveis no sítio eletrônico do Tesouro Direto;

Janela: últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do ano t-9 a dezembro do ano t ; e

Cálculo: média das taxas de compra e venda diária de cada série e média final de todas as séries.

16. Beta:

Amostra: empresas do setor de energia elétrica estadunidense, membros do Edison Electric Institute - EEI (conforme EEI Stock Index), que atuam no segmento de transmissão e distribuição de energia elétrica, com ao menos 50% dos ativos dedicados a essas atividades (proporção medida preferencialmente pelo ativo imobilizado em serviço bruto), e Índice Standard & Poor’s 500 (S&P500), que consiste num índice composto pelas ações das 500 maiores empresas negociadas na bolsa de Nova Iorque. A data de referência para a seleção da amostra é o último ano para o qual os dados contábeis do ativo estejam disponíveis;

Janela: últimos cinco anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de outubro do ano t-5 a setembro do ano t , períodos para os quais existem dados trimestrais da estrutura de capital das empresas;

Séries: retornos totais semanais, capitalização de mercado e dívida líquida trimestrais;

Cálculo: o cálculo do beta médio envolve os seguintes passos:

cálculo do beta alavancado para a amostra de empresas de energia elétrica estadunidenses;

desalavancagem dos betas obtidos para cada empresa, utilizando-se o grau de alavancagem específico de cada empresa e a alíquota de imposto de renda dos Estados Unidos da América - EUA, obtendo-se o beta associado ao risco do negócio;

ponderação pela participação dos ativos de transmissão ou distribuição nos ativos totais;

cálculo da média ponderada dos betas desalavancados; e

realavancagem do beta desalavancado médio do setor, usando-se a estrutura de capital estabelecida sob o enfoque regulatório e a alíquota de 34% de impostos, composta de 25% da alíquota do Imposto de Renda e 9% de Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido.

17. Prêmio de risco do mercado estadunidense:

Amostra/séries: retornos totais anuais do Índice Standard & Poor’s 500 e rendimento anual do título do governo americano com vencimento em dez anos;

Janela: iniciada em dezembro de 1928 até dezembro do ano t ; e

Cálculo: pela média da diferença entre o rendimento anual histórico do índice Standard & Poor’s 500 (S&P500) e o rendimento médio anual do título do Tesouro Americano com vencimento de dez anos.

3. 2. REMUNERAÇÃO DO CAPITAL DE TERCEIROS

18. A remuneração do capital de terceiros é formada por dois componentes extraídos de debêntures emitidas por empresas do setor elétrico: rentabilidade e custo de emissão das debêntures emitidas por empresas do setor elétrico.

19. Rentabilidade das debêntures:

Amostra: debêntures emitidas por empresas de transmissão ou transmissão e geração (verticalizadas, desde que possua participação significativa em transmissão), não incentivadas, atreladas a IPCA ou Certificado de Depósito Interbancário - CDI;

Janela: últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do ano t-9 a dezembro do ano t ;

Cálculo:

consideram-se as informações na data da emissão de todas as debêntures disponíveis no banco de dados da Associação Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiro e de Capitais - ANBIMA, obedecendo o critério de seleção da amostra; e

calcula-se a média da rentabilidade em valores reais, sendo a conversão daquelas atreladas ao CDI realizada por meio das curvas de estrutura a termo das taxas de juros - [DI x Pré] e [DI x IPCA] - obtidas no sítio eletrônico da bolsa de valores - B3 - e inflação implícita resultante, no momento da emissão.

20. Custo de emissão das debêntures:

Amostra: debêntures emitidas por empresas de transmissão ou transmissão e geração (verticalizadas, desde que possua participação significativa em transmissão), atreladas a IPCA ou CDI, que possuam dados disponíveis;

Janela: últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do ano t-9 a dezembro do ano t ; e

Cálculo: considera-se os dados de valor, custo, e juros reais da emissão, cujos dados são obtidos nos prospectos definitivos disponíveis para cada emissão. A conversão dos valores nominais é realizada por meio das curvas de estrutura a termo das taxas de juros - [DI x Pré] e [DI x IPCA] - obtidas no sítio eletrônico da bolsa de valores - B3 - e inflação implícita resultante, considerando o momento da emissão, obtendo-se valor anual.

3. 3. ESTRUTURA DE CAPITAL REGULATÓRIA

21. A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiros.

22. Para a determinação da participação do capital de terceiros na estrutura de capital regulatória partiu-se da relação Dívida Líquida sobre EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization) regulatório equivalente a 3 (três).

23. O EBITDA regulatório é formado pela remuneração de capital e da quota de reintegração regulatória média.

24. Por meio de equação simultânea chega-se à proporção máxima de endividamento possível em função da restrição colocada.

25. A partir dessa metodologia, obtém-se a proporção do capital de terceiros (D/V) na estrutura de capital regulatória. A proporção do capital próprio é extraída pela diferença (cem por cento menos percentual de capital de terceiros).

3. 4. TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL - HISTÓRICO

26. Para o cálculo da taxa de regulatória de remuneração do capital a ser aplicada, utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC).

27. Considerando que os valores já estão em termos reais e o efeito do benefício tributário dos impostos, pode-se expressar o cálculo pela seguinte fórmula:

3. 5. TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL - APLICAÇÃO

28. Considerando a metodologia descrita nos itens anteriores, são calculadas cinco taxas r WACC para os cinco anos anteriores (ano t-4 a ano t ) ao ano de aplicação (ano A ).

29. A partir dos componentes das taxas r WACC históricas calculadas após aplicação da metodologia, a taxa regulatória de remuneração de capital para aplicação no ano A é obtida da seguinte forma:

Remuneração do capital próprio: obtida pela média da remuneração do capital próprio dos cinco anos anteriores ao ano de aplicação;

Remuneração do capital de terceiros: referente à remuneração obtida no ano anterior ao ano de aplicação; e

Estrutura de capital regulatória: participação do capital de terceiros equivalente àquela obtida no ano anterior ao ano de aplicação.

30. A taxa regulatória de remuneração do capital para aplicação, que forma a receita final, considera a alíquota de imposto (T) igual a 34% (regra geral), bem como a proporção de capital de terceiros na estrutura de capital regulatória, obtendo-se a taxa em temos reais antes de impostos. Assim a taxa a ser aplicada no ano A é a que se segue abaixo:

31. Para as obrigações especiais e recursos da RGR não se aplica esse item e tais valores são deduzidos cálculo para tratamento específico.

3. 6. RESULTADOS

32. Os valores para aplicação nos anos de 2018 a 2020 (conforme o caso), são os seguintes:

	Ano de Aplicação
	2018	2019	2020
Remuneração de Capital Próprio
Taxa Livre de Risco	6,40%	6,12%	5,83%
Beta Alavancado	0,5335	0,4749	0,4240
Prêmio de Risco de Mercado	6,38%	6,43%	6,46%
Prêmio de Risco do negócio e financeiro	3,41%	3,06%	2,74%
Remuneração real depois de impostos	9,80%	9,17%	8,57%
Remuneração de Capital de Terceiros
Debêntures	6,92%	6,71%	6,21%
Custo de emissão	0,35%	0,40%	0,37%
Remuneração real antes de impostos	7,27%	7,11%	6,58%
Impostos	34,00%	34,00%	34,00%
Remuneração real depois de impostos	4,80%	4,69%	4,34%
Estrutura de Capital
% Capital Próprio	58,25%	60,39%	61,97%
% Capital de Terceiros	41,75%	39,61%	38,03%
Taxa Regulatória de Remuneração do Capital - Média Ponderada
Real, depois de impostos	7,71%	7,40%	6,96%
Real, antes de impostos	11,69%	11,21%	10,55%

3.7.ATUALIZAÇÃO

33. A taxa regulatória de remuneração de capital será definitiva (até a próxima revisão) para os processos de revisão de receita que ocorrerem no respectivo ano de aplicação.

34. Para as autorizações de reforços e melhorias que ocorrerem nos períodos entre revisões deverá ser aplicada a taxa regulatória de remuneração de capital vigente no respectivo ano da autorização. Nesse caso, a taxa será provisória até o próximo processo de revisão de receita, quando será aplicada a taxa definitiva.

35. A taxa regulatória de remuneração de capital será atualizada anualmente por meio de despacho emitido até o final do mês de fevereiro de cada ano de aplicação.

3.8. REMUNERAÇÃO DOS RECURSOS DA RESERVA GLOBAL DE REVERSÃO - RGR

36. Será deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor de recursos da RGR junto a Eletrobras, do mês referente à data base do laudo de avaliação da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da empresa à taxa regulatória de remuneração do capital (WACC).

37. O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será remunerado pelo custo efetivo dos empréstimos, em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário contempla atualização monetária da RAP, assim como os investimentos realizados durante o ciclo tarifário são corrigidos pela inflação, quando de sua incorporação à base de remuneração regulatória.

38. A taxa regulatória de remuneração dos recursos da RGR será obtida a partir da soma do custo da RGR acrescido da taxa de administração média. Assim, extrai-se uma taxa nominal que será deflacionada pela inflação implícita obtida por meio das taxas referenciais da B3 [DI x Pré] e [DI x IPCA], do último dia útil do ano de referência, para o prazo de cinco anos (1.826 dias), de acordo do a seguinte fórmula:

3.9.REMUNERAÇÃO SOBRE OBRIGAÇÕES ESPECIAIS

39. A remuneração sobre Obrigações Especiais - - será calculada conforme equação abaixo:

40. A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais - - será calculada conforme a taxa regulatória de remuneração de capital, a qual será atualizada anualmente por meio de despacho emitido até o final do mês de fevereiro de cada ano de aplicação.

4. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

4.1. ABORDAGEM GERAL

41. Os custos operacionais, para fins de revisão tarifária, correspondem aos custos com Pessoal, Materiais, Serviço de Terceiros, Outros Custos Operacionais, Tributos e Seguros relativos à atividade de transmissão de energia elétrica.

42. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais regulatórios na revisão tarifária periódica busca definir o nível eficiente de custos para execução dos processos, de acordo com as condições previstas nos contratos de concessão e regulamentação, assegurando uma prestação de serviço adequada e que os ativos manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda a sua vida útil.

43. Na definição dos custos operacionais regulatórios foram observados os custos praticados pelas transmissoras no período de 2013 a 2016.

4.2. MODELO ADOTADO

44. A identificação do nível eficiente de custos é obtida pela comparação entre as transmissoras por meio de um processo de benchmarking, levando em consideração os atributos de cada concessionária, conforme descrito nas Notas Técnicas nº 204/2018-SRM/ANEEL e nº 12/2019-SRM/ANEEL.

4.3. VARIÁVEIS

45. Para o insumo, foi considerara a despesa operacional das transmissoras, composta pelas contas de pessoal, materiais, serviços de terceiros, seguros, tributos e outros, referente ao período de 2013 a 2016.

46. As fontes de informação foram os dados contábeis do Balanço Mensal Padronizado - BMP para os anos de 2015 e 2016 e do Relatório de Informações Trimestrais - RIT para o período de 2013 e 2014:

a. 2013-2014:

a.1. Pessoal: RIT - RP 615.2 (Despesas Operacionais - Transmissão) ou RP 615.E (Despesas operacionais - Atividade Exclusiva). NG 01 (Pessoal) e 02 (Administradores), com exceção das despesas com Déficit ou Superávit Atuarial e Programa de Aposentadoria / Demissão Voluntária;

a.2. Materiais: RIT - RP 615.2 (Despesas Operacionais - Transmissão) ou RP 615.E (Despesas operacionais - Atividade Exclusiva). NG 11 (Materiais);

a.3. Serviços de Terceiros: RIT - RP 615.2 (Despesas Operacionais - Transmissão) ou RP 615.E (Despesas operacionais - Atividade Exclusiva). NG 21 (Serviços de Terceiros);

a.4. Outros: RIT - RP 615.2 (Despesas Operacionais - Transmissão) ou RP 615.E (Despesas operacionais - Atividade Exclusiva). NGs 92 (Seguros), 93 (Tributos) e 99 (Outros), sendo que para esta última foram considerados os itens 19.1 a 19.5, 19.11 e 19.12, conforme detalhamento do RP;

b. 2015-2016:

b.1. Pessoal: BMP (abertura da conta 6105.2: Gastos Operacionais - Transmissão). Contas 6105.2.XX01 a 6105.2.XX03, 6105.2.XX06 a 6105.2.XX08, 6105.2.XX10 e 6105.2.XX99, onde XX assume os valores 05, 06, 25 e 26;

b.2. Materiais: BMP (abertura da conta 6105.2: Gastos Operacionais - Transmissão). Contas 6105.2.XX01, 6105.2.XX10, 6105.2XX99, onde XX assume os valores 07 e 27;

b.3. Serviços de Terceiros: BMP (abertura da conta 6105.2: Gastos Operacionais - Transmissão). Contas 6105.2.XX01, e 6105.2XX10, onde XX assume os valores 08 e 28; e

b.4. Outros: BMP (abertura da conta 6105.2: Gastos Operacionais - Transmissão). Contas 6105.2.XX01, 6105.2.XX02, 6105.2.XX10, 6105.2.XX99, onde XX assume os valores 10, 16, 19, 30, 36 e 39. Especificamente para Outros foram consideras também 6105.2.XX03 e 6105.2.XX04.

47. As variáveis de produto consideradas para o modelo de custos operacionais eficientes são apresentadas na Tabela 1 e têm como fonte o Sistema de Gestão da Transmissão - SIGET, exceto para a variável qualidade, calculada a partir de dados de indisponibilidade das instalações de transmissão, coletados no Sistema de Apuração da Transmissão - SARTRA, sob gestão do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.

48. Tabela 1: Variáveis

Extensão de Rede, em quilômetros, com tensão inferior a 230 kV	Considera extensão total das redes com tensão inferior a 230 kV e ajuste para circuito duplo.
Extensão de Rede, em quilômetros, com tensão igual ou superior a 230 kV	Considera extensão total das redes com tensão igual ou superior a 230 kV e ajuste para circuito duplo.
Potência aparente total, em MVA, de equipamentos de subestação	Soma das potências de transformadores e conversoras (MVA).
Potência reativa total, em Mvar, de equipamentos de subestação	Soma das potências de reatores, banco de capacitores série e em derivação, compensadores síncronos e estáticos e bancos de filtros (Mvar).
Equipamentos de subestação com tensão inferior a 230 kV	Soma das unidades de equipamentos principais e considera ajuste para bancos de transformadores e reatores monofásicos.
Equipamentos de subestação com tensão igual ou superior a 230 kV	Soma das unidades modulares de manobra com tensão inferior a 230 kV (entradas de linha, conexões de equipamentos e interligações de barramentos).
Módulos de manobra com tensão inferior a 230 kV	Soma das unidades modulares de manobra com tensão inferior a 230 kV (entradas de linha, conexões de equipamentos e interligações de barramentos).
Módulos de manobra com tensão igual ou superior a 230 kV	Soma das unidades modulares de manobra com tensão igual ou superior a 230 kV (entradas de linha, conexões de equipamentos e interligações de barramentos).
Qualidade	Média do tempo total em que as instalações de transmissão de cada empresa estiveram indisponíveis no período de 2013 a 2016.

4.4.RESULTADO

49. A partir dos parâmetros acima definidos e da metodologia descrita nas Notas Técnicas nº 204/2018-SRM/ANEEL e nº 12/2019-SRM/ANEEL, os custos operacionais regulatórios considerados eficientes foram calculados e estão dispostos na Tabela , com preços referentes a junho de 2018.

Tabela 2 - Custos Operacionais Regulatórios (R$ X 1000)

EMPRESA	O&M Regulatório Eficiente
CTEEP CC 059/2001	619.620,87
CEMIG-GT CC 006/1997	207.039,34
CEEE-GT CC 055/2001	311.396,60
CELG G&T CC 063/2001	53.325,15
COPEL-GT CC 060/2001	125.035,68
CHESF CC 061/2001	777.597,76
FURNAS CC 062/2001	939.762,72
ELETROSUL CC 057/2001	269.409,58
ELETRONORTE CC 058/2001	460.469,44

4.5. APLICAÇÃO

50. Ao longo dos ciclos tarifários compreendidos entre 1º de julho de 2018 e 30 de junho de 2023 será adotada uma trajetória entre os custos operacionais regulatórios que compõem atualmente as Receitas Anuais Permitidas - RAP vinculadas aos contratos de concessão objeto de revisão em 1º de julho de 2018 e os custos operacionais regulatórios considerados eficientes, discriminados na Tabela 2.

51. Os custos operacionais regulatórios a serem reconhecidos para cada contrato entre 1º de julho de 2018 e 30 de junho de 2023 estão discriminados na Tabela 3, com preços referentes a junho de 2018.

Tabela 3 - Custos operacionais regulatórios a serem reconhecidos para cada contrato entre 1º de julho de 2018 e 30 de junho de 2023 (R$ X 1000)

Empresa	Jul/2018 a Jun/2019	Jul/2019 a Jun/2020	Jul/2020 a Jun/2021	Jul/2021 a Jun/2022	Jul/2022 a Jun/2023
CTEEP - CC 059/2001	723.551,30	697.568,69	671.586,09	645.603,48	619.620,87
CEMIG-GT - CC 006/1997	219.512,17	216.393,96	213.275,75	210.157,55	207.039,34
CEEE-GT - CC 055/2001	272.370,59	282.127,09	291.883,59	301.640,10	311.396,60
CELG G&T - CC 063/2001	31.869,46	37.233,39	42.597,31	47.961,23	53.325,15
COPEL-GT - CC 060/2001	163.051,03	153.547,19	144.043,35	134.539,52	125.035,68
CHESF - CC 061/2001	746.621,78	754.365,77	762.109,77	769.853,76	777.597,76
FURNAS - CC 062/2001	901.253,48	910.880,79	920.508,10	930.135,41	939.762,72
ELETROSUL - CC 057/2001	508.994,25	449.098,08	389.201,91	329.305,75	269.409,58
ELETRONORTE - CC 058/2001	412.533,57	424.517,54	436.501,51	448.485,48	460.469,44
Total	3.979.757,63	3.925.732,51	3.871.707,39	3.817.682,26	3.763.657,14

52. Os valores constantes da Tabela 2 e da Tabela correspondem aos custos operacionais associados às instalações de transmissão vinculadas aos contratos de concessão nela discriminados e que estavam em operação comercial até 30 de junho de 2016, denominados de CAOM base

53. Os custos operacionais associados às instalações de transmissão que tenham entrado em operação comercial entre 1º de julho de 2016 e a data-base da revisão, denominados de CAOM ad, serão calculados a partir da multiplicação dos pesos atribuídos pelo modelo DEA a cada um dos produtos discriminados na Tabela 1, com exceção do produto "qualidade", pela respectiva variação de cada produto ocorrida nesse período, conforme formulação a seguir.

54. A variação dos produtos discriminados na Tabela 2, entre 1º de julho de 2016 e a data-base da revisão, decorrente de instalações de transmissão que tenham sido retiradas de operação comercial, deverá ser considerada no cálculo do CAOM ad .

55. Os pesos atribuídos pelo DEA a cada produto para cada concessionária estão discriminados no Anexo III.

56. Os custos operacionais totais de cada concessionária, denominados CAOM t , consistirão na soma dos custos operacionais associados às instalações de transmissão sob sua responsabilidade que estavam em operação comercial até 30 de junho de 2016 com os custos operacionais associados às instalações de transmissão que tenham entrado em operação comercial entre 1º de julho de 2016 e a data-base da revisão, conforme formulação a seguir:

57. Os CAOM t serão atualizados monetariamente pelo índice previsto em cada contrato de concessão até a data da revisão tarifária periódica, conforme formulação a seguir:

58. Nos casos de revisão tarifária em que não houver a atualização do estudo de benchmarking:

I. Para contratos que já passaram por processo revisional, será a adotada a relação percentual entre custos operacionais e custo de reposição dos ativos obtida no último processo de revisão periódica realizado; e

II. Para contratos que ainda não tenham passado por processo revisional será a adotada a relação percentual entre custos operacionais e custo de reposição dos ativos obtida no processo de estabelecimento inicial de receita, acrescido o percentual de 1,30% sobre o novo custo operacional definido, de modo a cobrir os custos com seguros.

5. BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA

5.1. COMPOSIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO

59. A Base de Remuneração Regulatória (BRR) é composta pelos valores dos seguintes itens:

I - Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, conforme caso específico), compreendendo os seguintes grupos de contas de ativos:

i) Terrenos;

ii) Edificações, obras civis e benfeitorias;

iii) Máquinas e equipamentos;

II - Intangíveis;

III - Almoxarifado em Operação; e

IV - Obrigações especiais.

60. A Base de Anuidade Regulatória (BAR), que é composta pelos seguintes grupos de contas, não será considerada na BRR:

I - Terrenos - Administração;

II - Edificações, obras civis e benfeitorias - Administração;

III - Máquinas e equipamentos - Administração;

IV - Veículos;

V - Móveis e Utensílios; e

VI - Aluguéis.

61. Para a definição da Base de Anuidade Regulatória, são considerados os grupos de contas listados na Tabela 3, ou aquelas que venham a substituí-las por meio do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE:

Tabela 3: Relação de Grupos de Contas para definição da BAR

Grupo de Contas	Atividade	Descrição	Grupo de Ativos
AIS	Transmissão	Rede Básica - Veículos	Veículos
AIS	Transmissão	Rede Básica - Móveis e Utensílios	Aluguéis
AIS	Transmissão	DIT - Veículos	Veículos
AIS	Transmissão	DIT - Móveis e Utensílios	Aluguéis
AIS	Administração	Adm. Central - Terrenos	Aluguéis
AIS	Administração	Adm. Central - Edificações, Obras Civis e Benfeitorias	Aluguéis
AIS	Administração	Adm. Central - Máquinas e Equipamentos	Aluguéis
AIS	Administração	Adm. Central - Veículos	Veículos
AIS	Administração	Adm. Central - Móveis e Utensílios	Aluguéis
Intangível	Transmissão	Rede Básica - Softwares	Sistemas
Intangível	Transmissão	Rede Básica - Outros	Aluguéis
Intangível	Transmissão	DIT - Softwares	Sistemas
Intangível	Transmissão	DIT - Outros	Aluguéis
Intangível	Administração	Adm. Central - Servidões	Aluguéis
Intangível	Administração	Adm. Central - Softwares	Sistemas
Intangível	Administração	Adm. Central - Outros	Aluguéis
Gastos Op.	Transmissão	Arrendamentos (Leasing)	Aluguéis
Gastos Op.	Transmissão	Aluguéis em Geral	Aluguéis
Gastos Op.	Transmissão	Créditos de Tributos Recuperáveis	Aluguéis

5.2. CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA

62. Para a avaliação dos ativos das transmissoras vinculados ao serviço público de transmissão de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração na RTP, devem ser observadas as seguintes diretrizes:

a) A base de remuneração aprovada na revisão periódica anterior deve ser "blindada". Entende-se como Base Blindada os valores aprovados por laudo de avaliação ajustados, associados aos ativos em operação, excluindo-se as movimentações ocorridas (baixas e depreciação) e as respectivas atualizações, além dos valores para as contas de Almoxarifado de Operações. As disposições aqui referidas à Base Blindada aplicam-se às parcelas R1 e R3;

b) Também compõem a Base Blindada as instalações de transmissão autorizadas às concessionárias prorrogadas que foram objeto de indenização, nos termos da Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de 1º de novembro de 2012, correspondentes às parcelas de receita R2. No entanto, não será atribuído qualquer valor às instalações indenizadas, sendo definidos os valores bruto e líquido iguais a zero. A depreciação acumulada apurada para esses bens também não deve ser computada para o cálculo da receita requerida da concessionária;

c) As inclusões entre as datas-bases das revisões anterior e atual, desde que em operação e autorizadas por Resolução específica da ANEEL, compõem a Base Incremental e são avaliadas utilizando-se a metodologia definida neste Submódulo. As disposições referentes à Base Incremental aplicam-se às parcelas R4;

d) Os valores finais da avaliação são obtidos a partir da soma dos valores atualizados da base de remuneração blindada (itens a e b) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-bases das revisões anterior e atual - Base Incremental (item c);

e) Considera-se como data-base do relatório de avaliação o último dia do sexto mês anterior ao mês do processo de revisão atual; e

f) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do índice contratual, entre a data-base do relatório de avaliação e a data da revisão periódica atual.

5.2.1. Tratamento da Base Blindada

63. Para a avaliação dos ativos que compõem a Base Blindada, devem ser adotados, nesta sequência, os seguintes procedimentos:

a) Devem ser expurgadas da Base Blindada as baixas ocorridas entre as datas-bases das revisões anterior e atual;

b) Devem ser expurgadas da base Blindada os valores considerados nos processos de revisão anteriores associados aos itens de Almoxarifado de Operação;

c) Não devem ser considerados na Base Blindada os ativos que compõem a BAR;

d) Após a exclusão das baixas e dos ativos que compõem a BAR, os valores remanescentes de cada bem da Base Blindada devem ser atualizados pela variação do índice contratual;

e) O valor monetário referente às Obrigações Especiais da Base Blindada será obtido atualizando-se o valor aprovado na revisão anterior pela variação do índice contratual. Nenhum valor deverá ser deduzido das Obrigações Especiais a título de baixas efetuadas na Base Blindada;

f) Deve ser considerado o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre as datas-bases das revisões anterior e atual, obtendo-se o valor da base de remuneração blindada atualizada e depreciada;

g) Os Índices de Aproveitamentos - IA referentes aos bens e terrenos da Base Blindada deverão ser revistos, considerando eventuais expansões ocorridas no presente ciclo.

5.2.2. Tratamento da Base Incremental

64. Para a avaliação dos ativos que tenham sido adicionados ao patrimônio, desde que em operação e autorizados por Resolução da ANEEL, devem ser adotados, nesta sequência, os seguintes procedimentos:

a)As inclusões entre as datas-bases das revisões anterior e atual serão avaliadas utilizando-se a metodologia definida neste Submódulo;

b) Não devem ser considerados na Base Incremental os ativos que compõem a BAR; e

c) Deve ser levado em consideração o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre a data de entrada de operação e a data-base da revisão atual, obtendo-se o valor da base de remuneração depreciada.

65. As transmissoras cujo primeiro processo de revisão da receita anual permitida ocorrerá entre 1º de julho de 2018 e 30 de junho de 2023 terão toda sua base de ativos valorada com as mesmas regras aplicáveis à Base Incremental.

5.3. MANUTENÇÃO DA BASE

66. A base de remuneração é regulatória e sua avaliação, homologada pela ANEEL, deverá ser registrada contabilmente no Ativo Imobilizado em Serviço - AIS, sem atualização em relação à data-base da revisão tarifária, bem como seus efeitos nas Obrigações Vinculadas ao Serviço Público de Energia Elétrica - Obrigações Especiais, até o segundo mês subsequente à aprovação pela Diretoria Colegiada da ANEEL.

5.4. CRITÉRIOS PARA INCLUSÃO DE ATIVOS NA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA

67. Os reforços ou melhorias em instalações existentes, ou novas instalações desde que formalmente indicadas pelo planejamento setorial, somente poderão ser executadas e, consequentemente, reconhecidas na base de remuneração das transmissoras mediante Resolução da ANEEL.

68. Os reforços ou melhorias executadas sem respaldo em Resolução da ANEEL ou executadas em desconformidade com a Resolução Autorizativa não devem compor a base de remuneração das transmissoras passível de revisão, observando o seguinte:

a) Deverão constar de relatórios separados, com as devidas justificativas, obedecendo rigorosamente ao formato estabelecido nos Relatórios de Avaliação e de Conciliação Físico-Contábil; e

b) Esses bens devem ser registrados no ativo imobilizado, no entanto, deverão ser registrados, concomitantemente, no sistema extrapatrimonial até que tenha situação regularizada por meio de processo autorizativo da ANEEL, desde que haja interesse do planejamento setorial.

69. O parágrafo anterior não se aplica exclusivamente para as melhorias em instalações de transmissão não alcançadas pela Resolução Normativa nº 643, de 2014, ou o que vier a sucedê-la, cuja necessidade foi indicada pelo planejamento setorial em data anterior a 31 de dezembro de 2012, mas que somente efetivaram sua integração ao Sistema Interligado Nacional após 1º de janeiro de 2013. Para essas obras os relatórios aplicáveis devem destaca-las, de modo a serem avaliadas tecnicamente conforme os critérios de elegibilidade vigentes, desde que assegurado que não foram incluídas nos laudos de avaliação homologados pela ANEEL, nos termos da Resolução Normativa nº 589, de 2013, ou o que vier a sucedê-la,.

70. Os ativos de transmissão de energia elétrica são classificados em elegíveis e não elegíveis, sendo que todos devem ser avaliados, observando o seguinte:

a) Os ativos vinculados à concessão são elegíveis quando efetivamente utilizados no serviço público de transmissão de energia elétrica.

b) Os ativos vinculados à concessão são não elegíveis quando não utilizados na atividade concedida ou utilizados em atividades não vinculadas ao serviço público de transmissão de energia elétrica, tais como bens cedidos/ocupados por grêmios, clubes, fundações, entre outros; bens desocupados/desativados; e bens cedidos a terceiros. Esses ativos também não são considerados na BAR.

71. Para aplicação dos critérios de elegibilidade, para fins de inclusão na base de remuneração, faz-se necessária uma análise qualificada do uso, função e/ou atribuição do ativo, na prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica.

72. A relação dos ativos inventariados classificados como não elegíveis deve ser apresentada à ANEEL contendo as devidas justificativas. Esses bens e/ou instalações devem ser avaliados e um relatório deve ser apresentado em separado.

5.5. PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO

73. Para avaliação da Base Incremental das transmissoras, utiliza-se o Método do Valor Novo de Reposição (VNR), conforme definidos neste Submódulo.

74. O Método do Valor Novo de Reposição (VNR) estabelece que cada ativo é valorado, a preços atuais, considerando todos os gastos necessários para sua substituição por idêntico, similar ou equivalente que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente.

75. Para a valoração dos ativos, a aplicação do Método do Valor Novo de Reposição utilizará, necessariamente nesta ordem:

a) Banco de Preços de Referência ANEEL;

b) Valor contábil fiscalizado e atualizado pelo índice contratualmente estabelecido.

76. O Banco de Preços Referenciais da ANEEL representa os custos médios regulatórios, por unidade modular, conforme regulamento da ANEEL.

77. Não se aplica o Banco de Preços Referenciais da ANEEL, quando:

a) O item a ser valorado não estiver representado no Banco de Preços Referenciais da ANEEL;

b) Não houver preços referenciais para itens correspondentes, semelhantes ou análogos ao item a ser valorado no Banco de Preços Referenciais da ANEEL.

78. As características técnicas assumidas para os reforços/melhorias nos processos de autorização deverão ser respeitadas quando da revisão periódica.

79. Para a completa definição da Base de Remuneração é necessário estabelecer os seguintes valores:

a) Valor Novo de Reposição (VNR): corresponde ao valor individual do bem, valorado, a preços atuais, nos termos estabelecidos neste Submódulo.

b) Valor de Mercado em Uso (VMU): É definido como o Valor Novo de Reposição - VNR deduzido da parcela de depreciação, a qual deve respeitar os percentuais de depreciação acumulada registrados na contabilidade.

c) Base de Remuneração Bruta (BRRb): É definido como o Valor novo de Reposição do conjunto de bens e instalações da transmissora que integram o Ativo Imobilizado em Serviço e Intangível, deduzido do índice de aproveitamento integral, do valor bruto de obrigações especiais e dos ativos totalmente depreciados.

d) Base de Remuneração Líquida (BRRl): É definido como o Valor de Mercado em Uso do conjunto de bens e instalações da transmissora que integram o Ativo Imobilizado em Serviço e Intangível, deduzido do valor líquido de obrigações especiais, do índice de aproveitamento depreciado e adicionado o valor do almoxarifado em operação.

80. Para os casos excepcionais de valoração de terrenos na Base Incremental pelo valor contábil fiscalizado e atualizado, será aplicado um percentual nos grupos de ativos Terrenos, Edificações e Obras Civis e Benfeitorias que demonstre o aproveitamento do ativo no serviço público de transmissão de energia elétrica, definindo-se assim o índice de aproveitamento para esses Ativos.

81. O Índice de Aproveitamento de terrenos e edificações é aplicado sobre o Valor Novo de Reposição - VNR, definindo-se o Índice de Aproveitamento Integral - IAI. Sobre o Valor de Mercado em Uso - VMU será definido o Índice de Aproveitamento Depreciado - IAD.

82. Para aplicação do Índice de Aproveitamento, faz-se necessária uma análise qualificada do uso, função e/ou atribuição do ativo, na prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica.

83. Ainda para os casos excepcionais tratados nos parágrafos anteriores, os imóveis que não possuem documentação de titularidade de propriedade definitiva em nome da transmissora podem ser incluídos na base de remuneração, desde que sejam respeitados os seguintes critérios:

a) Ser um imóvel elegível (imóvel operacional);

b) Estar registrado na contabilidade;

c) Apresentar documentação que comprove a aquisição; e

d) Apresentar documentação que comprove que a titularidade de propriedade se encontra em processo de regularização (protocolo em cartório ou similar).

84. Deve ser apresentada a relação em separado dos imóveis elegíveis que não possuem documentação de titularidade de propriedade definitiva, incluindo informações detalhadas sobre a situação atual, e quanto à adequação de cada um dos critérios referidos, bem como a destinação de uso de cada um dos imóveis.

85. Os imóveis que não atenderem aos critérios acima não serão incluídos na base de remuneração regulatória.

86. A transmissora pode, a seu exclusivo critério, encaminhar formalmente, para apreciação da ANEEL, requerimento para inclusão na base de remuneração regulatória de imóvel eventualmente excluído, nos termos acima mencionados, que deverá ser devidamente justificada e documentada.

86.1.1. Determinação do Valor Novo de Reposição - VNR

87. Para valoração da Base Incremental serão consideradas as unidades modulares de subestação ou linhas de transmissão autorizadas, desde que em operação comercial entre as datas-bases das revisões anterior e atual, e sua avaliação deverá ser apresentada pela concessionária no formato definido no presente Submódulo.

88. Os valores resultantes do processo de avaliação da Base Incremental poderão sofrer ajustes pela fiscalização da ANEEL.

89. Se a concessionária não encaminhar a avaliação da Base Incremental, nos termos definidos neste Submódulo e no prazo estabelecido pela ANEEL, ou caso o relatório de avaliação apresentado pela concessionária não seja aprovado, em virtude de qualidade técnica insuficiente ou não conformidades apontadas na fiscalização, caberá à ANEEL arbitrar a base de remuneração a ser considerada no processo de revisão em curso, não constituindo tal fato a dispensa da concessionária em apresentar o relatório posteriormente.

90. O Valor Novo de Reposição do conjunto de bens e instalações da transmissora que integram o Ativo Imobilizado em Serviço e Intangível será dado pela soma da Base Blindada atualizada, deduzidas das baixas e bens totalmente depreciados, e o resultado da aplicação do Banco de Preços Referenciais da ANEEL sobre a Base Incremental.

91. Os relatórios de avaliação deverão ser protocolados na ANEEL, em até 120 dias antes da data da revisão periódica da concessionária.

92. O relatório de avaliação da Base Incremental está apresentado no Anexo I.

86.1.2. Juros Sobre Obras em Andamento - JOA

93. O JOA é definido regulatoriamente e calculado considerando-se a taxa regulatória de remuneração do capital (WACC) real após impostos, aplicando-se a fórmula a seguir.

Onde:

JOA: juros sobre obras em andamento em percentual (%);

N: número de meses, de acordo com o tipo de obra;

r: taxa regulatória de remuneração do capital - WACC; e

di: desembolso mensal em percentual (%) distribuído de acordo com o fluxo financeiro.

94. O percentual obtido para o JOA será acrescido ao Valor Novo de Reposição do ativo.

95. O prazo de construção regulatório (em meses) foi obtido dos cronogramas para construção das instalações de transmissão de energia elétrica autorizadas pela ANEEL entre 2008 e 2017 e totalizou 22 meses para obras em subestação e 24 meses em linhas de transmissão.

96. Considerou-se um fluxo financeiro de 40% desembolso distribuído linearmente ao longo dos primeiros 2/3 dos prazos médios de construção e 60% ao longo da segunda e última metade dos prazos médios de construção.

97. A taxa regulatória de remuneração de capital (WACC) deverá considerar o valor regulatório vigente.

5.6. ALMOXARIFADO EM OPERAÇÃO

98. O almoxarifado de operação, vinculado à operação e manutenção de máquinas, instalações e equipamentos necessários à prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica, é considerado para compor a base de remuneração.

99. Deve integrar a base de remuneração os saldos médios dos últimos 12 (doze) meses das seguintes subcontas previstas no MCSE, excluindo valores referentes a eventuais Unidades de Adição e Retirada - UAR existentes:

1107.1 - Matéria Prima e Insumos para produção de Energia Elétrica;

1107.2 - Material (exceto os saldos das subcontas: 1107.2.04 - Destinado à alienação; 1107.2.03 - Emprestado; e 1107.2.06 - Resíduos e sucatas);

1107.3 - Compras em curso;

1107.4 - Adiantamentos a fornecedores;

1107.7 - (-) Provisão para Redução ao Valor Recuperável.

5.7. DEMAIS PROCEDIMENTOS

99.1.1. Depreciação

100. Para a determinação do Valor de Mercado em Uso - VMU deve ser utilizado o Método da Linha Reta para o cálculo da depreciação, considerando-se o percentual de depreciação acumulada registrada na contabilidade para cada bem do ativo considerado. Não se admite a utilização de quaisquer outros critérios de depreciação. O Método da Linha Reta consiste em aplicar taxas constantes de depreciação durante o tempo de vida útil estimado para o bem. Pela regra geral, o valor da depreciação é dado pela razão entre o custo base de aquisição do bem e os anos estimados de sua vida útil. A taxa de depreciação é obtida pelo inverso dos anos estimados para a vida útil do bem, multiplicado por 100% (para base percentual). Ambos os cálculos são definidos para a base anual.

101. Os critérios e procedimentos contábeis, as taxas de depreciação e os percentuais de depreciação acumulada de cada bem não podem ser modificados em relação ao registro contábil, exceto por determinação da ANEEL, quando da constatação de imperfeições na contabilidade.

102. As situações relativas às reformas gerais de ativos devem ser conduzidas conforme critérios estabelecidos no MCSE e no MCPSE.

103. O Valor de Mercado em Uso para a composição da Base de Remuneração será obrigatoriamente igual a zero quando o bem estiver totalmente depreciado, conforme identificado no respectivo registro contábil.

104. Uma vez que cada bem deverá ser depreciado com seu respectivo percentual de depreciação acumulada, de acordo com os registros contábeis, fica vedado qualquer tipo de equalização que leve em consideração percentuais acumulados de depreciação contábil por conta ou grupo de contas contábeis.

105. Em nenhuma hipótese a depreciação acumulada apurada para os bens indenizados nos termos da Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de 1º de novembro de 2012, deve afetar o cálculo da receita requerida da concessionária.

106. Para efeito de depreciação, são utilizadas as taxas anuais de depreciação para os ativos de uso e características semelhantes, no âmbito da transmissão de energia elétrica, de acordo com o MCPSE.

107. O percentual de depreciação acumulada por bem, com base nas informações contábeis, deverão constar do relatório de conciliação físico-contábil, tanto para Base Blindada como para a Base Incremental.

108. Se constatadas imperfeições nos cálculos de depreciação dos bens, a ANEEL deverá recalcular a depreciação acumulada desses ativos para efeito de avaliação com base no MCPSE.

99.1.2. Baixas

109. As informações de baixas na Base Blindada devem ser informadas no relatório de conciliação físico-contábil, nos termos desse Submódulo.

110.Se constatada a retirada de operação de equipamento cuja baixa não foi efetuada na contabilidade da concessionária, a fiscalização da ANEEL deverá proceder à baixa do ativo no relatório de conciliação.

99.1.3. Obrigações Especiais

111. As Obrigações Especiais são recursos relativos à participação financeira do consumidor, das dotações orçamentárias da União, verbas federais, estaduais e municipais e de créditos especiais vinculados às concessões. As Obrigações Especiais não são passivos onerosos ou créditos do acionista. São atualizadas com os mesmos critérios e índices utilizados para corrigir os bens registrados no Ativo Imobilizado dos agentes.

112. As obrigações especiais devem compor a base de remuneração regulatória como redutoras do ativo imobilizado em serviço.

113. Para fins de revisão, a depreciação dos ativos adquiridos com recursos oriundos das Obrigações Especiais não é computada no cálculo da receita requerida da concessionária.

114. As obrigações especiais deverão ser controladas, a partir de 1º de janeiro de 2018, pela data de aquisição, ou seja, os registros serão controlados separadamente quanto à sua amortização, de forma a permitir a identificação do saldo totalmente amortizado, que não deve reduzir o ativo imobilizado em serviço. O saldo existente em dezembro de 2017 deverá ser controlado separadamente até sua completa amortização.

115. Para determinação do valor atualizado das Obrigações Especiais a ser considerado como parcela redutora na base de remuneração, deverá ser aplicada a variação verificada entre o Valor Novo de Reposição total e o Valor Original Contábil não depreciado da conta "Máquinas e Equipamentos", sobre o saldo das Obrigações Especiais.

116. As quotas de depreciação dos bens constituídos com recursos de Obrigações Especiais, independentemente da sua data de formação, deverão ter seus efeitos anulados no resultado contábil. A quota de reintegração calculada sobre o valor do bem adquirido com recurso de Obrigação Especial deverá ser movimentada, em conformidade com o MCSE, de forma que o efeito desta despesa seja anulado no resultado do exercício. Para a apuração do valor da reintegração, deverá ser utilizada a taxa média de depreciação do ativo imobilizado da respectiva atividade em que tiverem sido aplicados os recursos de Obrigações Especiais.

117. Como forma de demonstração dos valores de Obrigações Especiais, as concessionárias deverão, no Relatório de Avaliação, incluir o Demonstrativo de Obrigações Especiais, o qual deverá mostrar os valores Brutos e Líquidos de Obrigações Especiais. Para tanto, o percentual Acumulado da Amortização Contábil deverá ser mantido para a Amortização das Obrigações Especiais Avaliadas.

5.8. RELATÓRIO DE CONCILIAÇÃO FÍSICO-CONTÁBIL

118. A conciliação dos ativos deve ser realizada por empresa credenciada pela ANEEL, contratada pela concessionária, a qual produzirá um relatório técnico que estará sujeito à validação mediante fiscalização da Agência. A concessionária responde solidariamente, na esfera administrativa ou judicial, por qualquer erro ou dano decorrente das informações fornecidas, inclusive aquelas necessárias à correta aplicação do Bancos de Preços.

119. O relatório de conciliação físico-contábil está apresentado no Anexo II.

120. As avaliações dos ativos também serão realizadas considerando os resultados da fiscalização, com o objetivo de verificar as características e as condições operacionais dos ativos.

121. A conciliação físico-contábil deverá apurar o percentual acumulado de depreciação, por bem, que deve ser aplicado sobre o Valor Novo de Reposição para obtenção do Valor de Mercado em Uso de cada bem.

122. A conciliação físico-contábil deve ser procedida em conjunto pela empresa avaliadora e a concessionária, a partir dos dados cadastrados no sistema georreferenciado e os respectivos registros contábeis, observando a existência de bens que se encontram em fase de unitização e cadastramento, tendo em vista o prazo de 60 dias estabelecido no MCSE para transferência do Ativo Imobilizado em Curso - AIC para o Ativo Imobilizado em Serviço.

123. Os registros contábeis utilizados para a conciliação físico-contábil devem, necessariamente, estar na mesma data-base dos trabalhos de avaliação.

124. As sobras físicas apuradas no processo de conciliação físico-contábil devem ser avaliadas e identificadas no Relatório de Conciliação e poderão ser aceitas após a regularização via processo de autorização de reforços, além da sua comprovação e contabilização.

125. As sobras físicas devem ser depreciadas considerando a idade da formação do bem. Caso não haja documentação que comprove a data da entrada do bem em serviço, a concessionária deve considerar a data de capitalização da ODI/Conta, em que está localizada o bem.

126. As sobras contábeis não devem ser avaliadas.

127. Ao validar a Base de Remuneração, não serão validadas as sobras físicas. Caberá à concessionária proceder aos ajustes das sobras e faltas na contabilidade, conforme estabelece o MCSE, os quais deverão permanecer à disposição da fiscalização da ANEEL por um período não inferior a 60 (sessenta) meses. Deverá, ainda, regularizar a situação do bem, por meio do processo de autorização de reforços, cuja eventual inclusão dependerá de validação da ANEEL e indicação do planejamento setorial.

128. Os relatórios de conciliação físico-contábil deverão ser protocolados na ANEEL, em até 120 dias antes da data da revisão periódica da concessionária.

5.9. CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS - CAIMI

129. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis - CAIMI - refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.

130. O CAIMI será calculado, conforme equação a seguir:

onde:

CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis;

CAL: Custo Anual de Aluguéis;

CAV: Custo Anual de Veículos; e

CAI: Custo Anual de Sistema de Informática.

131. O Custo Anual de Aluguéis (CAL) é calculado em conformidade com a equação a seguir:

onde:

CAL: Custo Anual de Aluguéis;

BAR a : Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para infraestrutura de imóveis de uso administrativo; e

VU a : Vida útil. Considera-se o valor definido no MCPSE, sendo 89% referente ao TUC "230.01 - Equipamento Geral - Móveis e Utensílios" e 11% referente ao TUC "215.09 - Edificação - Outras"; e

rWACC pré : Taxa regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos.

132. O Custo Anual de Veículos (CAV) é calculado em conformidade com a equação a seguir:

onde:

CAV: Custo Anual de Veículos;

BARv: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em veículos;

VU a : Vida útil. Considera-se o valor definido no MCPSE, referente ao TUC "615.01 - Veículos"; e

rWACC pré : Taxa regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos.

133. O Custo Anual de sistemas de Informática (CAI) é calculado em conformidade com a equação a seguir:

onde:

CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática;

BARv: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em sistemas de informática;

VU i : Vida útil. Considera-se o valor definido no MCPSE, sendo 70% referente ao TUC "535 - Software" e 30% referente ao TUC "235 - Equipamento Geral de Informática"; e

rWACC pré : Taxa regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos.

134. Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a BRR. Esses ativos são equivalentes a 0,82% (zero vírgula oitenta e dois por cento) do Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) e envolvem os seguintes grupos de ativos: (i) aluguéis; (ii) veículos e (iii) sistemas (hardware e software).

135. Para a segregação adotou-se a média verificada de todas as empresas, sendo que a segregação da base de anuidade regulatória por grupos é feita conforme as proporções definidas na Tabela 4:

Tabela 4: Segregação da BAR nos Grupos de Ativos

Grupo de Ativos	(% da BAR)
Aluguéis (BAR a )	84,75%
Veículos (BAR v )	7,66%
Sistemas (BAR i )	7,59%

136. A Base de Anuidade Regulatória (BAR) pode ser então decomposta nos grupos acima definidos:

BAR = BAR a + BAR v + BAR i (19)

onde:

BAR a : Montante da base de anuidade regulatória referentes aos investimentos considerados para infraestrutura de imóveis de uso administrativo;

BAR v : Montante da base de anuidade regulatória referentes aos investimentos em veículos; e

BAR i : Montante da base de anuidade regulatória referentes aos investimentos em sistemas de informática.

6. CUSTO ANUAL DOS ATIVOS

137. A remuneração do capital é composta pelo retorno do capital (depreciação) e o retorno sobre o capital (rentabilidade). Para fins de revisão periódica da receita anual permitida das transmissoras, a remuneração do capital será anualizada no período tarifário, por meio das seguintes expressões:

Onde:

CAA: Custo Anual dos Ativos;

RC i : remuneração de capital no ano i;

QRR i : Quota de Reintegração Regulatória no ano i;

CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis;

rWACC pré : Taxa Regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos;

BRRb i-1 : Base de remuneração regulatória bruta no ano i-1;

BRRl i-1 : Base de remuneração regulatória líquida no ano i-1;

n: Número de anos do próximo período tarifário; e

d: Taxa média de depreciação das instalações.

138. O valor residual dos ativos, que corresponderá à base de remuneração líquida, ao final de cada ano subtraindo-se as depreciações e desmobilizações.

7. TRATAMENTO DE INVESTIMENTOS EM MELHORIAS DE PEQUENO PORTE

139. A estimativa dos investimentos anuais para as melhorias de pequeno porte, referidas nos Item 5.1.3 e 5.1.4 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-los, a serem realizadas em instalações de transmissão, será calculada por meio das seguintes expressões:

Inv mel (R$) = Inv mel (%) x AIS [24]

Onde:

Inv mel : investimentos anuais em melhorias de pequeno porte;

AIS: Ativo Imobilizado em Serviço dado pelo Valor Novo de Reposição - VNR associado aos ativos, correspondente ao valor individual do bem a preços atuais; e

Base Líquida: VNR deduzido da parcela de depreciação, do valor líquido de obrigações especiais e do índice de aproveitamento depreciado.

140. Os investimentos em melhorias serão calculados apenas às instalações de transmissão sujeitas ao processo de revisão periódica da RAP prevista nos contratos de concessão.

141. Os valores dos investimentos anuais resultantes das fórmulas paramétricas estabelecerão, em conjunto das demais metodologias, a anuidade que vigorará pelos próximos anos do ciclo.

142. Anualmente, a anuidade resultante dos investimentos em melhorias de pequeno porte será objeto de atualização monetária, pelo índice contratual aplicável. Ao fim do ciclo de RAP, a anuidade será revisitada, considerando os montantes realizados pelas concessionárias no ciclo anterior, além das demais metodologias vigentes.

143. Para a revisão dos montantes realizados no ciclo de RAP anterior, serão consideradas as informações encaminhadas no relatório de avaliação da Base de Remuneração das concessionárias, devendo ser incluídos nas informações os respectivos números de cadastro no Plano de Modernização das Instalações.

8. OUTRAS RECEITAS

144. Para efeito de modicidade tarifária, são deduzidas da Receita Requerida, no momento da revisão, as receitas obtidas pela concessionária mediante a exploração de outras atividades (Outras Receitas - OR). Portanto, as Outras Receitas corresponderão à soma das receitas presumidas de cada serviço, onde esta deve levar em conta uma análise dos contratos vigentes da empresa.

145. Os critérios adotados partem de uma avaliação "ex-ante", em que se definem os ganhos presumidos do prestador do serviço pela realização das atividades aqui consideradas, assim como os critérios de compartilhamento desses ganhos entre a empresa regulada e os usuários do serviço público regulado, visando contribuir para a modicidade tarifária.

146. Para cada fonte de receita adicional a seguir identificada, deverá ser avaliada a projeção de receitas para o próximo ciclo (receita presumida), atualizadas pelo índice contratual à data da revisão, desconsiderando-se os encargos e tributos correspondentes (receita líquida).

147. As outras receitas podem ser classificadas em função do tipo de atividade, conforme a seguir:

a) Atividades complementares: são aquelas cujas despesas não são claramente identificadas e já estão cobertas pela receita advinda da atividade regulada. Enquadram-se nesse subgrupo os contratos de compartilhamento de infraestrutura e sistemas de comunicação; e

b) Atividades atípicas: são aquelas às quais se impõem critérios de administração e gestão que permitam total distinção de contabilização dos custos e resultados. Destacam-se nessa categoria receitas advindas da prestação de serviços a terceiros (operação e manutenção, consultoria e engenharia).

8.1. RECEITAS DE ATIVIDADES COMPLEMENTARES

99.1.4. Compartilhamento de Infraestrutura

148. Para essa atividade, toda a receita auferida (líquida) com contratos de compartilhamento de infraestrutura com prestadores de serviço público - CCI’s, excetuando-se custos adicionais comprovados, será destinada à modicidade tarifária, haja vista o Contrato de Concessão estabelecer a obrigatoriedade da concessionária em compartilhar instalações já remuneradas pela RAP.

149. As receitas com contratos de compartilhamento podem ser classificadas em: (i) custos de implantação, cujos valores serão destinados à modicidade tarifária uma única vez, no primeiro processo de revisão de receitas anuais permitidas subsequente à aprovação desse Submódulo, diluídos no ciclo tarifário; (ii) taxas de conservação, as quais considera-se a receita auferida anualmente; e (iii) outros.

99.1.5. Sistema de Comunicação

150. Visando o compartilhamento das receitas decorrentes dessas atividades com os usuários do serviço público regulado, será adotada uma divisão equânime do lucro líquido, ou seja, um percentual de 50% (cinquenta por cento) será atribuído à concessionária, com fins de se estimular a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço regulado.

151. Por se tratar de atividades complementares ao serviço de transmissão, o percentual da receita que seria atribuído às despesas também será integralmente revertido à modicidade tarifária, considerando que estas já foram incluídas na receita da atividade regulada.

152. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como despesas incorridas na prestação do serviço o percentual de 50% (cinquenta por cento) da receita líquida.

153. Ou seja, um percentual de 75% será destinado à modicidade tarifária, enquanto o percentual de 25% será atribuído à concessionária.

8.2. RECEITAS DE ATIVIDADES ATÍPICAS

154. Com fins de se estimular a eficiência na prestação do serviço, será adotada uma divisão equânime do lucro líquido, ou seja, um percentual de 50% (cinquenta por cento) será atribuído à concessionária, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço regulado.

155. Por serem atividades atípicas, apenas a parcela do lucro líquido será revertida à modicidade tarifária. Para apuração do lucro líquido serão estimadas as despesas decorrentes de cada uma das atividades, calculadas como percentual da receita.

99.1.6. Serviços de Consultoria

156. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como despesas incorridas na prestação do serviço o percentual de 40% (quarenta por cento) da receita líquida. Ou seja, um percentual de 30% será destinado à modicidade tarifária, enquanto o percentual de 70% será atribuído à concessionária.

99.1.7. Serviços de Operação e Manutenção

157. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como despesas incorridas na prestação do serviço o percentual de 80% (oitenta por cento) da receita líquida. Ou seja, um percentual de 10% será destinado à modicidade tarifária, enquanto o percentual de 90% será atribuído à concessionária.

99.1.8. Serviços de Engenharia

158. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como despesas incorridas na prestação do serviço o percentual de 80% (oitenta por cento) da receita líquida. Ou seja, um percentual de 10% será destinado à modicidade tarifária, enquanto o percentual de 90% será atribuído à concessionária.

99.1.9. Comercialização de Direitos de Propriedade e Produtos de P&D

159. Para a atividade de comercialização de direitos de propriedade e de produtos obtidos em um projeto de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) regulado pela ANEEL, o compartilhamento das receitas depende do percentual destinado às instituições de pesquisa sediadas nas regiões Norte (N), Nordeste (NE) e Centro-Oeste (CO):

a) Para as empresas localizadas nas regiões N, NE ou CO que destinarem pelo menos 60% (sessenta por cento) do valor do projeto a instituições de pesquisa sediadas nessas regiões, o compartilhamento das receitas é de 70% (setenta por cento) para apropriação pela empresa e de 30% (trinta por cento) para a modicidade tarifária. O mesmo compartilhamento se aplica às empresas das demais regiões que destinarem pelo menos 25% (vinte e cinco por cento) do valor do projeto a instituições de pesquisa sediadas no N, NE e CO;

b) Caso não sejam comprovadas tais destinações para as regiões N, NE ou CO, o compartilhamento é de 50% (cinquenta por cento) para apropriação pela empresa e de 50% (cinquenta por cento) para a modicidade tarifária.

9. RECEITAS POR ANÁLISE DE PROJETO E COMISSIONAMENTO DE OBRAS DE ACESSANTE

160. As receitas advindas da verificação de conformidade das especificações e dos projetos das instalações implantadas por acessante, bem como as advindas da participação do comissionamento destas instalações, serão destinadas integralmente para a concessionária de transmissão a título de ressarcimento pela realização destes serviços, desde que constem no respectivo Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão - CCT ou Contrato de Compartilhamento de Instalações de Transmissão - CCI, conforme os valores máximos previstos na regulamentação vigente.

10. FATOR X

161. No segmento de transmissão, o Fator X consiste nos ganhos de produtividade do setor no período histórico analisado e é calculado com base na mediana das produtividades das transmissoras de energia elétrica consideradas no cálculo. A produtividade é obtida conforme índice de Tornqvist, pela relação entre a variação ponderada da potência aparente de transformação instalada, em MVA, da extensão de rede, em km, e do número de módulos de manobra (Interligações de Barramento - IB, Entradas de Linha - EL e Módulos de Conexão - MC) e a variação dos custos operacionais.

162. O Fator X do segmento de transmissão de energia elétrica, deverá ser aplicado nos reajustes anuais de receita e deverá incidir sobre o montante de custos operacionais regulatórios considerados eficientes das transmissoras prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, definidos na revisão periódica anterior à aplicação.

163. Como regra de transição, o Fator X a ser aplicado nos reajustes anuais de receita que ocorrerem até junho de 2023 é equivalente a 0,0%. Para os reajustes que ocorrerem a partir de julho de 2023, o valor do Fator X do setor de transmissão é de 0,812% a.a.

Anexo I: Relatório de Avaliação - Base Incremental (parcela de receita R4)

Anexo II: Relatório de conciliação Físico-Contábil

III. A: Formulário aplicável à Base Blindada (parcelas de receita R1 ou R3).

II. B: Formulário aplicável à Base Incremental (parcela de receita R4)

II. C: Formulário aplicável à Base de ativos indenizada (parcelas de receita R2):

		CAMPOS		DESCRIÇÃO
Informações Contábeis	1	Conta Contábil		Conforme Elenco de Contas, seguindo MCSE
	2	Número Patrimônio		Código atribuído pela concessionária
	3	Digito Incorporação		Código atribuído pela concessionária
	4	ODI (Ordem de Imobilização)		Código atribuído pela concessionária
	5	TI (Tipo de Instalação)		Seguir MCPSE
	6	CM (Centro Modular)		Seguir MCPSE
	7	TUC (Tipo de Unidade de Cadastro)		Seguir MCPSE
	8	Denominação do TUC		Seguir MCPSE
	9	A1		Seguir MCPSE
	10	A2		Seguir MCPSE
	11	A3		Seguir MCPSE
	12	A4		Seguir MCPSE
	13	A5		Seguir MCPSE
	14	A6		Seguir MCPSE
	15	Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa, Resolução Homologatório, Contrato de Concessão)		xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + "/" + 4 dígitos para identificar o ano)
	16	Código Módulo SIGET		6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de zeros à esquerda para completar 6 (seis) dígitos
	17	IdUC		Código atribuído pela concessionária
	18	UAR		Código atribuído pela concessionária
	19	Taxa Anual de Depreciação (%)		Taxa vigente (%) (Resolução Normativa 674, de 11/8/2015, ou o que vier a sucedê-la)
	20	Descrição Contábil do Bem		Conforme Sistema da Empresa, capaz de identificar o bem
	21	Quantidade		Informar quantidade avaliada
	22	Unidade de Medida		Considerar as unidades previstas no MCPSE
	23	Datas de energização/Capitalização (transferência do AIC para o AIS).		(dd/mm/aa)
	24	Valor Original Contábil (R$)		Valor efetivamente contabilizado
	25	Depreciação Acumulada (R$)		R$
	26	% Depreciação Acumulada		%
	27	Valor Residual Contábil (R$)		R$
aixas	28	ODD (Ordem de desativação)		Código atribuído pela concessionária
	29	Data da baixa		(dd/mm/aa)
Informações da Base Física	30	Descrição Técnica do Bem		Conforma Sistema da Empresa, capaz de identificar o bem
	31	Classe de Tensão		kV
	32	Reserva Técnica		S/N
	33	Nome da subestação ou linha de transmissão		Conforme identificação do Módulo SIGET
	34	Nível de tensão da subestação ou linha de transmissão		kV
	35	ODI Engenharia		Conforma Sistema da Empresa
Informações Complementares	36	Código do Material		Conforma Sistema da Empresa
	37	Descrição do Código do Material		Conforma Sistema da Empresa, capaz de identificar o material
Resultado da Avaliação	38	Valor Novo de Reposição - VNR (R$)		R$
	39	% do Índice de Aproveitamento		%
	40	Valor do Índice De não Aproveitamento Integral - INA (R$)		R$
	41	VNR Menos INA (R$)		R$
	42	% Depreciação Acumulada		%
	43	Depreciação Acumulada - DA (R$)		R$
	44	Valor de Mercado em Uso - VMU (R$)		R$
	45	Valor do INA Depreciado (R$)		R$
	46	Valor da Base de Remuneração - VBR (R$)		R$
Formação do Valor Novo de Reposição	47	Valor de Fabrica (VF) do VNR (R$)		Valor do equipamento principal e impostos não recuperáveis
	48	COM Unitário do VNR (%)		%
	49	COM Unitário do VNR (R$)		R$
	50	Valor VF + COM (Unitário) do VNR (R$)		R$
	51	Referência Banco de Preços
	52	Quantidade 1		Informar quantidade avaliada
	53	Unidade de Medida 1		Informar unidade de medida (m, kg, pc, m2, etc)
	54	Fator de conversão (Kg/m)		Preencher apenas para os condutores cuja unidade da linha 47 seja kg
	55	Quantidade 2		Informar quantidade em metros (m) para os condutores e repetir a quantidade da linha 46 para os demais bens
	56	Unidade de Medida 2		Repetir os dados da linha 47 para todos os bens, exceto para condutores cuja unidade a ser informada deve ser em metros (m)
	57	Total do VF do VNR (R$)		R$
	58	Total de COM do VNR (R$)		R$
	59	Total de VF mais COM do VNR (R$)		R$
	60	Custos Adicionais do VNR (%)		%
	61	CA sem JOA do VNR (R$)		R$
	62	JOA do VNR (%)		%
	63	JOA do VNR (R$)		R$
Informações Auxiliares	64	Banco de Preço (BP) ou Valor Contábil Atualizado (V)		Informar se foi utilizado banco de preços (BP) ou se utilizado o Valor Contábil Atualizado (V)
	65	Índice Utilizado Para Atualização		Fórmula ou índice utilizado
	66	Índice na Data-Base		Nº índice resultante na data-base do relatório
	67	Índice na Data de Aquisição		Nº índice resultante na data de incorporação do bem
	68	Fator de Atualização
	69	Doação		S/N
	70	Incorporação de Rede		S/N
	71	PLPT		S/N
	72	Status Processo de Regularização		S/N
	73	Identificador de Linha no Quadro 5
	74	Identificador de Linha no Quadro 7
	75	Status de Elegibilidade		S/N
	76	Status de Conciliação		Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra Contábil (SC)
	77	Controle de Abertura Contábil
	78	Controle Numeração Física
	CAMPOS		DESCRIÇÃO
1	Código Módulo SIGET		6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de zeros à esquerda para completar 6 (seis) dígitos Informar o código 999999 para as unidades modulares em operação no ciclo atual que não tenham sido objeto de avaliação da ANEEL
2	Código Receita SIGET		6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de zeros à esquerda para completar 6 (seis) dígitos Informar o código 999999 para as unidades modulares em operação no ciclo atual que não tenham sido objeto de avaliação da ANEEL
3	Nome da subestação ou linha de transmissão		Conforme identificação do Módulo SIGET
4	Descrição do Módulo		De acordo com SIGET
5	Classificação		RB, RBF, DIT, IEG, ICG
6	Grupo Equipamento		De acordo com SIGET
7	Tipo de uso		Apenas para DITs: compartilhado ou exclusivo
8	Contrato da Concessionária		xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + "/" + 4 dígitos para identificar o ano)
9	Tipo Receita		RBSE, RPC, RBNI, RCDM, RMEL, RMELP
10	Ato da RAP		Resolução Autorizativa ou Homologatória
11	Operação Comercial		dd/mm/aa
12	Tipo de Módulo		Linha de Transmissão; Subestação - Módulo de Manobra, Subestação - Módulo de Infraestrutura, Subestação - Módulo de Equipamento
13	Tipo de Usuário		G, D ou C
14	Tensão do Módulo		kV
15	Tensão Secundária		kV, se houver
16	Arranjo da SE		BS, BPT, BD4, BD, AN, DJM
17	Potência		MVA ou MVA, se houver
18	Tipo de Circuito		Apenas para LTs: CS, CD, D1, D2
19	Tipo de Cabo		Apenas para LTs
20	Extensão da linha		Apenas para LTs: km
21	Valor do Banco de Preços ANEEL		R$
22	Outras observações		Informar qualquer excepcionalidade, caso haja, por módulo

		CAMPOS	DESCRIÇÃO
Informações Contábeis	1	Conta Contábil	Conforme Elenco de Contas, seguindo MCSE
	2	Número Patrimônio	Código atribuído pela concessionária
	3	Digito Incorporação	Código atribuído pela concessionária
	4	ODI (Ordem de Imobilização)	Código atribuído pela concessionária
	5	TI (Tipo de Instalação)	Seguir MCPSE
	6	CM (Centro Modular)	Seguir MCPSE
	7	TUC (Tipo de Unidade de Cadastro)	Seguir MCPSE
	8	Denominação do TUC	Seguir MCPSE
	9	A1	Seguir MCPSE
	10	A2	Seguir MCPSE
	11	A3	Seguir MCPSE
	12	A4	Seguir MCPSE
	13	A5	Seguir MCPSE
	14	A6	Seguir MCPSE
	15	Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa, Resolução Homologatória, Contrato de Concessão)	xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + "/" + 4 dígitos para identificar o ano)
	16	Código Módulo SIGET	6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de zeros à esquerda para completar 6 (seis) dígitos Informar o código 999999 para as unidades modulares em operação no ciclo atual que não tenham sido objeto de avaliação da ANEEL
	17	IdUC	Código atribuído pela concessionária
	18	UAR	Código atribuído pela concessionária
	19	Taxa Anual de Depreciação (%)	Taxa vigente (%) (Resolução Normativa 674, de 11/8/2015, ou o que vier a sucedê-la)
	20	Descrição Contábil do Bem	Conforme Sistema da Empresa, capaz de identificar o bem
	21	Quantidade	Informar quantidade avaliada
	22	Unidade de Medida	Considerar as unidades previstas no MCPSE
	23	Datas de energização/Capitalização (transferência do AIC para o AIS).	(dd/mm/aa)
	24	Valor Original Contábil (R$)	Valor efetivamente contabilizado
	25	Depreciação Acumulada (R$)	R$
	26	% Depreciação Acumulada	%
	27	Valor Residual Contábil (R$)	R$
Baixas	28	ODD (Ordem de desativação)	Código atribuído pela concessionária
	29	Data da baixa	(dd/mm/aa)
Informações da Base Física	30	Descrição Técnica do Bem	Conforma Sistema da Empresa, capaz de identificar o bem
	31	Classe de Tensão	kV
	32	Reserva Técnica	S/N
	33	Nome da subestação ou linha de transmissão	Conforme identificação do Módulo SIGET
	34	Nível de tensão da subestação ou linha de transmissão	kV
	35	ODI Engenharia	Conforma Sistema da Empresa
Informações Complementares	36	Código do Material	Conforma Sistema da Empresa
	37	Descrição do Código do Material	Conforma Sistema da Empresa, capaz de identificar o material
Informações Auxiliares	38	Doação	S/N
	39	Incorporação de Rede	S/N
	40	PLPT	S/N
	41	Status Processo de Regularização	S/N
	42	Identificador de Linha no Quadro 5
	43	Identificador de Linha no Quadro 7
	44	Status de Elegibilidade	S/N
	45	Status de Conciliação	Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra Contábil (SC)
	46	Controle de Abertura Contábil
	47	Controle Numeração Física

		CAMPOS	DESCRIÇÃO
Informações Contábeis	1	Conta Contábil	Conforme Elenco de Contas, seguindo MCSE
	2	Número Patrimônio	Código atribuído pela concessionária
	3	Digito Incorporação	Código atribuído pela concessionária
	4	ODI (Ordem de Imobilização)	Código atribuído pela concessionária
	5	TI (Tipo de Instalação)	Seguir MCPSE
	6	CM (Centro Modular)	Seguir MCPSE
	7	TUC (Tipo de Unidade de Cadastro)	Seguir MCPSE
	8	Denominação do TUC	Seguir MCPSE
	9	A1	Seguir MCPSE
	10	A2	Seguir MCPSE
	11	A3	Seguir MCPSE
	12	A4	Seguir MCPSE
	13	A5	Seguir MCPSE
	14	A6	Seguir MCPSE
	15	Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa, Resolução Homologatório, Contrato de Concessão)	xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + "/" + 4 dígitos para identificar o ano)
	16	Código Módulo SIGET	6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de zeros à esquerda para completar 6 (seis) dígitos
	17	IdUC	Código atribuído pela concessionária
	18	UAR	Código atribuído pela concessionária
	19	Taxa Anual de Depreciação (%)	Taxa vigente (%) (Resolução Normativa 674, de 11/8/2015, ou o que vier a sucedê-la)
	20	Descrição Contábil do Bem	Conforme Sistema da Empresa, capaz de identificar o bem
	21	Quantidade	Informar quantidade avaliada
	22	Unidade de Medida	Considerar as unidades previstas no MCPSE
	23	Datas de energização/Capitalização (transferência do AIC para o AIS).	(dd/mm/aa)
	24	Valor Original Contábil (R$)	Valor efetivamente contabilizado
	25	Depreciação Acumulada (R$)	R$
	26	% Depreciação Acumulada	%
	27	Valor Residual Contábil (R$)	R$
Baixas	28	ODD (Ordem de desativação)	Código atribuído pela concessionária
	29	Data da baixa	(dd/mm/aa)
Informações da Base Física	30	Descrição Técnica do Bem	Conforma Sistema da Empresa, capaz de identificar o bem
	31	Classe de Tensão	kV
	32	Reserva Técnica	S/N
	33	Nome da subestação ou linha de transmissão	Conforme identificação do Módulo SIGET
	34	Nível de tensão da subestação ou linha de transmissão	kV
	35	ODI Engenharia	Conforma Sistema da Empresa
Informações Complementares	36	Código do Material	Conforma Sistema da Empresa
	37	Descrição do Código do Material	Conforma Sistema da Empresa, capaz de identificar o material
Informações Auxiliares	38	Banco de Preço (BP) ou Valor Contábil Atualizado (V)	Informar se foi utilizado banco de preços (BP) ou se utilizado o Valor Contábil Atualizado (V)
	39	Índice Utilizado Para Atualização	Fórmula ou índice utilizado
	40	Índice na Data-Base	Nº índice resultante na data-base do relatório
	41	Índice na Data de Aquisição	Nº índice resultante na data de incorporação do bem
	42	Fator de Atualização
	43	Doação	S/N
	44	Incorporação de Rede	S/N
	45	PLPT	S/N
	46	Status Processo de Regularização	S/N
	47	Identificador de Linha no Quadro 5
	48	Identificador de Linha no Quadro 7
	49	Status de Elegibilidade	S/N
	50	Status de Conciliação	Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra Contábil (SC)
	51	Controle de Abertura Contábil
	52	Controle Numeração Física

Anexo III: Custo Unitário de cada produto por concessionária

(Submódulo 9.1, Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1022, de 31/05/2022, a partir de 01/07/2022)

ANEXO LXI

Módulo 9: Concessionárias de Transmissão

Submódulo 9.2

REVISÃO PERIÓDICA DAS RECEITAS DAS CONCESSIONÁRIAS LICITADAS

Versão 4.1

1. OBJETIVO

1. Estabelecer os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos para realização das Revisões Periódicas (RTP) das receitas relativas às concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica decorrentes de licitação, na modalidade de leilão público, doravante designadas transmissoras licitadas.

1. ABRANGÊNCIA

1. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se às revisões periódicas das Receitas Anuais Permitidas das transmissoras licitadas.

1. PROCEDIMENTOS GERAIS

1. A abordagem adotada pela ANEEL para a implementação da revisão periódica de transmissoras licitadas busca definir parâmetros regulatórios, sem a consideração dos custos reais da empresa, seja de investimentos ou de despesas operacionais.

2. A revisão periódica decorre do contrato de concessão e pode observar os seguintes aspectos:

a) Custo de capital de terceiros: aplicável às empresas com cláusula específica de revisão nesse item;

b) Custos operacionais: aplicável às empresas com cláusula específica de revisão nesse item;

c) Novas Instalações: aplicável a todas as empresas que possuem autorização da ANEEL para implantação de reforços e/ou melhorias, nos termos da regulamentação vigente; e

d) Outras receitas: aplicável a todas as empresas.

3. As transmissoras licitadas segregam-se em três tipos, a depender da data de assinatura dos Contratos de Concessão:

Tabela 1: Tipos de Contratos de Transmissão

Data do Contrato de Concessão	Até 31/12/2006	2007	01/01/2008 em diante
Revisão Periódica da Receita Anual Permitida aplicável à receita ofertada em leilão	Não há cláusula contratual	Custo de capital de terceiros.	(i) Custo de capital de terceiros; (ii) Custos operacionais.
Revisão Periódica da Receita Anual Permitida aplicável às receitas autorizadas pela ANEEL	Sim	Sim	Sim
Revisão Periódica da Receita Anual Permitida aplicável a Outras Receitas	Sim	Sim	Sim

4. Para as transmissoras licitadas cujos contratos foram assinados a partir de 2007, a data de revisão e sua periodicidade estão estabelecidos na Cláusula Sétima dos Contratos de Concessão.

5. Para transmissoras licitadas cujos contratos foram celebrados até 31/12/2006, a data-base da próxima revisão periódica será definida em 1º de julho de 2019, com periodicidade de 5 anos.

6. A revisão periódica das Receitas Anuais Permitidas das transmissoras licitadas será compreendida pelo cálculo do reposicionamento tarifário - RT, definido conforme fórmula a seguir:

RT = Receita Requerida - Outras Receitas (1)

Receita vigente

7. A Receita Requerida será obtida mediante a soma das parcelas de receitas reposicionadas, conforme o caso, de modo a considerar, quando aplicável: (i) a revisão sobre o custo de capital de terceiros e custos operacionais sobre as receitas advindas de processo licitatório; e (ii) a revisão sobre as receitas advindas do processo de autorização de reforços/melhorias, nos termos na regulamentação vigente.

8. As Outras Receitas serão apuradas conforme item 57 desse Submódulo.

9. A Receita Vigente será obtida pela soma das parcelas de receita correspondentes ao ano anterior à data da revisão.

9.1. CUSTO DE CAPITAL DE TERCEIROS

10. A Revisão Periódica será efetuada por meio de um modelo de simulação de receita que utilizará como dados de entrada a Receita Anual Permitida e os parâmetros descritos no item seguinte, de acordo com os procedimentos a seguir:

I - determinação do montante regulatório de capital de terceiros ainda a ser amortizado, no ano da revisão;

II - atualização dos parâmetros financeiros para cálculo do custo de capital de terceiros, conforme a equação (1) deste Procedimento;

III - cálculo da Receita Revisada, em termos reais, considerando o perfil de receita e a data de referência de preços estabelecidos no contrato de concessão;

IV - cálculo do valor atualizado da Receita Revisada, com data de referência de preços atualizada para o segundo mês anterior à data da revisão.

11. O modelo de simulação de receita, específico para o cálculo da Revisão Periódica, utilizará os seguintes parâmetros regulatórios:

I - custo de capital próprio;

II - estrutura ótima de capital;

III - taxa de depreciação regulatória média das instalações de transmissão;

IV - custos de operação e manutenção, definidos em termos percentuais;

V - impostos sobre a renda, nos termos da legislação vigente;

VI - encargos setoriais, nos termos da legislação vigente;

VII - custo de capital de terceiros, calculado de acordo equação (1) deste Procedimento.

12. Os parâmetros regulatórios a que se referem os incisos de I a III do parágrafo anterior serão fixados no contrato de concessão e permanecerão constantes durante sua vigência.

13. O algoritmo do modelo de simulação de receita será parte integrante de cada contrato de concessão.

14. O custo de capital de terceiros (r d ) será atualizado de acordo com a fórmula a seguir:

Onde:

TJLP: Média dos últimos 60 meses da Taxa de Juros de Longo Prazo deflacionada pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA, também calculado a partir da média dos últimos 60 meses até o segundo mês anterior à data da revisão, conforme equações a seguir:

Onde:

TJLPk: TJLP em base mensal para o mês k;

IPCAk: IPCA em base mensal para o mês k;

n: número de meses.

TRM: Taxa Referencial de Mercado definida no contrato de concessão;

Aplicar-se-á deflacionamento, pelo IPCAmédio, dos parâmetros s1 e s2 que estiverem definidos em termos nominais no contrato.

14.1. CUSTOS OPERACIONAIS

15. A revisão da receita inicial em função de "ganhos de eficiência empresarial" deve-se dar em função dos custos de operação e manutenção, ou simplesmente, custos operacionais, reconhecidos na RAP.

16. Os ganhos de eficiência empresarial são entendidos como ganhos de produtividade e decorrem, de forma geral, de ganhos de eficiência técnica, ganhos de escala e ganhos de evolução tecnológica. Os ganhos de produtividade a serem repassados aos consumidores são os ganhos advindos de evolução tecnológica, a serem repassados no momento da revisão periódica da receita ofertada em leilão, e os ganhos de escala, a serem repassados no momento da autorização dos reforços e/ou melhorias.

17. Os passos da revisão da parcela de custos operacionais referente à receita ofertada em leilão podem ser assim descritos:

I - Identifica-se a parcela da RAP correspondente aos custos operacionais regulatórios da transmissora, de acordo com a equação abaixo e os parâmetros constantes no contrato de concessão ou da última revisão periódica:

II - Para o cálculo acima deverá ser utilizado o mesmo modelo computacional que definiu a RAP teto do leilão, considerando a RAP da proposta vencedora do leilão;

III - Sobre o montante de custo operacional regulatório aplica-se o percentual de redução dos custos operacionais decorrente de ganhos advindos de evolução tecnológica, referente ao período entre revisões subsequentes. O custo operacional resultante será dado pela fórmula:

IV - Para a definição do percentual do ganho de eficiência empresarial, a ANEEL realizará estudo periodicamente, que ficará vigente até que novo estudo seja realizado pela Agência. Para as empresas que tiverem sua revisão periódica dentro desse período, adota-se o valor vigente.

18. O percentual de ganhos de eficiência empresarial é apresentado no Anexo I deste Submódulo e será único para todas as transmissoras licitadas com contrato de concessão assinado a partir de 1º de janeiro de 2008.

19. A revisão decorrente dos custos operacionais deverá ocorrer conforme periodicidade definida em contrato, durante todo o período de concessão.

19.1. INSTALAÇÕES AUTORIZADAS

20. As parcelas da RAP aplicáveis a cada transmissora que passam por processo de revisão são as seguintes:

I - R3 - Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão em operação comercial e que já foram objeto de reavaliação em ciclos de revisão anteriores, classificadas como Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão, sob incorporação na base blindada de ativos.

II - R4 - Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão autorizadas pela ANEEL que entraram em operação comercial no presente ciclo de revisão (entre as datas-bases das revisões anterior e a atual), classificadas como Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão, sob incorporação na base incremental de ativos.

21. Não cabe reposicionamento das receitas referente às parcelas da RAP cujos contratos de concessão não prevejam sua revisão. Sob essas receitas aplicam-se as correções e atualizações contratualmente estabelecidas.

22. A partir da publicação da Resolução Homologatória do resultado da revisão periódica de cada transmissora ficam revogadas parcelas de RAP publicadas nas Resoluções Autorizativas para as instalações de transmissão que tenham sido objeto da presente revisão.

22.1.1. Custo de Capital Associado às Autorizações

23. O custo de capital (WACC) deverá considerar o valor regulatório vigente, nos termos do Submódulo 9.1.

23.1.1. Definição do Valor Novo de Reposição - VNR

24. Os reforços ou melhorias em instalações existentes, ou novas instalações desde que formalmente indicadas pelo planejamento setorial, somente poderão ser executadas e, consequentemente, reconhecidas na base de remuneração das transmissoras mediante Resolução da ANEEL.

25. Os reforços ou melhorias executadas sem respaldo em Resolução da ANEEL ou executadas em desconformidade com a Resolução Autorizativa não comporão a base de remuneração das transmissoras passível de revisão, observando o seguinte:

a) Deverão constar de relatórios separados, com as devidas justificativas, obedecendo rigorosamente ao formato estabelecido nos Relatórios de Avaliação e de Conciliação Físico-Contábil; e

b) Esses bens devem ser registrados no ativo imobilizado, no entanto, deverão ser registrados, concomitantemente, no sistema extrapatrimonial até que tenha situação regularizada por meio de processo autorizativo da ANEEL, desde que haja interesse do planejamento setorial.

26. Para a avaliação dos ativos que serão objeto de revisão, visando à definição da Base de Remuneração, serão adotados, os seguintes procedimentos:

a) A Base de Remuneração referente aos reforços/melhorias aprovada na revisão periódica anterior deve ser "blindada". Entende-se como Base Blindada os valores aprovados a partir do Banco de Preços Referenciais da ANEEL, associados aos ativos em operação, excluindo-se as movimentações ocorridas (baixas). As disposições referentes à Base Blindada aplicam-se às parcelas R3;

b) As inclusões entre as datas-bases das revisões anterior e atual, desde que em operação até 150 dias antes da data-base da revisão periódica da concessionária, e autorizadas por Resolução específica da ANEEL, compõem a Base Incremental e são avaliadas utilizando-se a metodologia definida neste Submódulo. As disposições referentes à Base Incremental aplicam-se às parcelas R4;

c) Os valores finais da avaliação são obtidos a partir da soma dos valores atualizados da base de remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-bases das revisões anterior e atual - Base Incremental (item b);

d) Considera-se como data-base do relatório de avaliação o último dia do sexto mês anterior ao mês da revisão atual.

e) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do índice contratual, entre a data-base do relatório de avaliação e a data da revisão periódica atual.

27.Os ativos de transmissão de energia elétrica são classificados em elegíveis e não elegíveis, sendo que todos devem ser avaliados, observando o seguinte:

a) Os ativos vinculados à concessão são elegíveis quando efetivamente utilizados no serviço público de transmissão de energia elétrica.

b) Os ativos vinculados à concessão são não elegíveis quando não utilizados na atividade concedida ou utilizados em atividades não vinculadas ao serviço público de transmissão de energia elétrica, tais como bens cedidos/ocupados por grêmios, clubes, fundações, entre outros; bens desocupados/desativados; e bens cedidos a terceiros. Esses ativos também não são considerados na BAR.

28. Para aplicação dos critérios de elegibilidade, para fins de inclusão na base de remuneração, faz-se necessária uma análise qualificada do uso, função e/ou atribuição do ativo, na prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica.

29. A relação dos ativos inventariados classificados como não elegíveis deve ser apresentada à ANEEL contendo as devidas justificativas. Esses bens e/ou instalações devem ser avaliados e um relatório deve ser apresentado em separado.

30. Para avaliação da Base Incremental das transmissoras licitadas, utiliza-se o Método do Valor Novo de Reposição (VNR), que estabelece que cada ativo é valorado, a preços atuais, considerando todos os gastos necessários para sua substituição por idêntico, similar ou equivalente que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente.

31. Para a valoração dos ativos, a aplicação do Método do Valor Novo de Reposição utilizará, necessariamente nesta ordem:

a) Banco de Preços de Referência ANEEL;

b) Valor contábil fiscalizado e atualizado pelo índice contratualmente estabelecido.

32. O Banco de Preços Referenciais representa os custos médios regulatórios, por unidade modular, conforme regulamento da ANEEL, e será aplicado às unidades modulares de subestação ou linhas de transmissão autorizadas, desde que em operação comercial entre as datas-bases das revisões anterior e atual e sua avaliação deverá ser apresentada pela concessionária no formato definido no presente Submódulo.

33. Não se aplica o Banco de Preços Referenciais da ANEEL, quando:

a) O item a ser valorado não estiver representado no Banco de Preços Referenciais da ANEEL;

b) Não houver preços referenciais para itens correspondentes, semelhantes ou análogos ao item a ser valorado no Banco de Preços Referenciais da ANEEL.

34. As características técnicas assumidas para os reforços/melhorias nos processos de autorização deverão ser respeitadas quando da revisão periódica.

35. O relatório de avaliação da Base Incremental é apresentado no Anexo II e deverá ser protocolado na ANEEL em até 120 dias antes da data da revisão periódica da concessionária.

36. Os valores resultantes do processo de avaliação da Base Incremental poderão sofrer ajustes pela fiscalização da ANEEL.

37. Para os casos excepcionais de valoração da Base Incremental pelo valor contábil fiscalizado e atualizado, será aplicado um percentual nos grupos de ativos Terrenos, Edificações e Obras Civis e Benfeitorias que demonstre o aproveitamento do ativo no serviço público de transmissão de energia elétrica, definindo-se assim o índice de aproveitamento para esses Ativos.

38. O Índice de Aproveitamento de terrenos e edificações é aplicado sobre o Valor Novo de Reposição - VNR, definindo-se o Índice de Aproveitamento Integral - IAI. Sobre o Valor de Mercado em Uso - VMU será definido o Índice de Aproveitamento Depreciado - IAD.

39. Para aplicação do Índice de Aproveitamento, faz-se necessária uma análise qualificada do uso, função e/ou atribuição do ativo, na prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica.

39.1.1. Juros Sobre Obras em Andamento - JOA

40. O JOA é definido regulatoriamente e calculado considerando-se o WACC real após impostos, aplicando-se a fórmula a seguir.

Onde:

JOA: juros sobre obras em andamento em percentual (%);

N: número de meses, de acordo com o tipo de obra;

r: custo médio ponderado de capital anual (WACC); e

d i : desembolso mensal em percentual (%) distribuído de acordo com o fluxo financeiro.

41. O percentual obtido para o JOA será acrescido ao Valor Novo de Reposição do ativo.

42. O prazo de construção regulatório (em meses) foi obtido dos cronogramas para construção das instalações de transmissão de energia elétrica autorizadas pela ANEEL entre 2008 e 2017 e totalizou 22 meses para obras em subestação e 24 meses em linhas de transmissão.

43. Considerou-se um fluxo financeiro de 40% desembolso distribuído linearmente ao longo dos primeiros 2/3 dos prazos médios de construção e 60% ao longo do último 1/3 dos prazos médios de construção.

44. O custo de capital (WACC) deverá considerar o valor regulatório vigente, nos termos do Submódulo 9.1.

44.1.1. Relatório de Conciliação Físico-Contábil

45. A conciliação dos ativos deve ser realizada por empresa credenciada pela ANEEL, contratada pela concessionária, a qual produzirá um relatório técnico que estará sujeito à validação mediante fiscalização da Agência. A concessionária responde solidariamente, na esfera administrativa ou judicial, por qualquer erro ou dano decorrente das informações fornecidas, inclusive aquelas necessárias à correta aplicação do Bancos de Preços.

46. O relatório de conciliação físico-contábil está apresentado no Anexo III.

47. As avaliações dos ativos também serão realizadas considerando os resultados da fiscalização, com o objetivo de verificar as características e as condições operacionais dos ativos.

48. A conciliação físico-contábil deve ser procedida em conjunto pela empresa avaliadora e a concessionária, a partir dos dados cadastrados no sistema georreferenciado e os respectivos registros contábeis, observando a existência de bens que se encontram em fase de unitização e cadastramento, tendo em vista o prazo de 60 dias estabelecido no MCSE para transferência do Ativo Imobilizado em Curso - AIC para o Ativo Imobilizado em Serviço.

49. Os registros contábeis utilizados para a conciliação físico-contábil devem, necessariamente, estar na mesma data-base dos trabalhos de avaliação.

50. Os relatórios de conciliação físico-contábil deverão ser protocolados na ANEEL, em até 120 dias antes da data da revisão periódica da concessionária.

50.1.1. Custo Anual dos Ativos

51. A remuneração do capital é composta pelo retorno do capital (depreciação) e o retorno sobre o capital (rentabilidade). Para a receita associada às instalações autorizadas, a remuneração do capital será dada por meio de uma anuidade atribuída à unidade modular durante toda sua vida útil.

52. Para tanto, calcula-se o Custo Anual dos Ativos (CAA) mediante a anuidade, que levará em consideração o total de capital, a taxa de retorno e a taxa média de depreciação regulatória, através da seguinte expressão:

Onde:

CAA: Custo Anual dos Ativos das novas instalações autorizadas;

BRL i : Base de Remuneração Líquida do módulo construtivo i, que considera amortização no período entre as datas-bases das revisões ou, no caso de primeira revisão, entre operação comercial e a data-base da revisão;

N MC : Número de módulos construtivos;

r wacc : taxa de retorno real depois dos impostos sobre a renda;

VU r : vida útil remanescente, calculada a partir da taxa média de depreciação regulatória do módulo construtivo, considerando a data-base da revisão tarifária;

T: alíquota tributária marginal efetiva;

BRBi: Base de Remuneração Regulatória do módulo construtivo i; e

VU: vida útil regulatória do módulo construtivo.

53. Para o cálculo da taxa média de depreciação regulatória das unidades modulares, utiliza-se a taxa anual média de depreciação ponderada pelo custo relativo (TMD) e os valores individuais das taxas de depreciação dos componentes da unidade modular, obedecendo-se as taxas anuais de depreciação dos principais equipamentos de transmissão de energia elétrica, conforme estabelecido no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCPSE). Portanto, calcula-se a TMD através da fórmula abaixo:

Onde:

TMD: taxa anual média de depreciação da instalação de transmissão de energia elétrica, correspondente ao módulo construtivo, ponderada por capital;

TD i : taxa anual de depreciação do componente "i" do módulo construtivo;

C i : custo do componente "i" do módulo construtivo; e

n: número de componentes do módulo construtivo.

54. Para revisão tarifária de unidades modulares associadas à ICG, deverá ser mantida a metodologia de fluxo de caixa descontado adotada no processo de autorização dos reforços/melhorias, de modo que investimento regulatório seja recuperado num prazo de concessão reduzido.

54.1.1. Custos Operacionais Eficientes

55. Os critérios a serem adotados para avaliação e consideração dos custos operacionais eficientes associados às instalações autorizadas serão aqueles aprovados nos termos do Submódulo 9.1 do PRORET. Além disso, deve-se levar em consideração os ganhos de eficiência empresarial advindos de ganhos de escala, cujo valor é apresentado no Anexo I deste Submódulo.

1. OUTRAS RECEITAS

1. A receita auferida com outras atividades deverá ter parte destinada a contribuir para a modicidade das tarifas do serviço público de transmissão, a qual será considerada nos reajustes e revisões.

2. Para efeito de modicidade tarifária, deverão ser deduzidas da receita associada aos contratos de concessão licitados as receitas obtidas pela exploração de outras atividades (Outras Receitas - OR).

3. Os critérios a serem adotados para avaliação e consideração das receitas decorrentes de outras atividades serão aqueles aprovados nos termos do Submódulo 9.1 do PRORET.

1. RECEITAS POR ANÁLISE DE PROJETO E COMISSIONAMENTO DE OBRAS DE ACESSANTE

1. As receitas advindas da verificação de conformidade das especificações e dos projetos das instalações implantadas por acessante, bem como as advindas da participação do comissionamento destas instalações, serão destinadas integralmente para a concessionária de transmissão a título de ressarcimento pela realização destes serviços, desde que constem no respectivo Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão - CCT ou Contrato de Compartilhamento de Instalações de Transmissão - CCI, conforme os valores máximos previstos na regulamentação vigente.

Anexo I: Ganhos de Eficiência Empresarial - GEE sobre os Custos Operacionais

Tipo de Ganho	Ganho Anual (%)
Evolução Tecnológica	0,0%
Ganhos de Escala	0,0%

Anexo II: Relatório de Avaliação - Base Incremental (parcela de receita R4)

	CAMPOS	DESCRIÇÃO
1	Código Módulo SIGET	6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de zeros à esquerda para completar 6 (seis) dígitos Informar o código 999999 para as unidades modulares em operação no ciclo atual que não tenham sido objeto de avaliação da ANEEL
2	Código Receita SIGET	6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de zeros à esquerda para completar 6 (seis) dígitos Informar o código 999999 para as unidades modulares em operação no ciclo atual que não tenham sido objeto de avaliação da ANEEL
3	Nome da subestação ou linha de transmissão	Conforme identificação do Módulo SIGET
4	Descrição do Módulo	De acordo com SIGET
5	Classificação	RB, RBF, DIT, IEG, ICG
6	Grupo Equipamento	De acordo com SIGET
7	Tipo de uso	Apenas para DITs: compartilhado ou exclusivo
8	Contrato da Concessionária	xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + "/" + 4 dígitos para identificar o ano)
9	Tipo Receita	RBSE, RPC, RBNI, RCDM, RMEL, RMELP
10	Ato da RAP	Resolução Autorizativa ou Homologatória
11	Operação Comercial	dd/mm/aa
12	Tipo de Módulo	Linha de Transmissão; Subestação - Módulo de Manobra, Subestação - Módulo de Infraestrutura, Subestação - Módulo de Equipamento
13	Tipo de Usuário	G, D ou C
14	Tensão do Módulo	kV
15	Tensão Secundária	kV, se houver
16	Arranjo da SE	BS, BPT, BD4, BD, AN, DJM
17	Potência	MVA ou MVA, se houver
18	Tipo de Circuito	Apenas para LTs: CS, CD, D1, D2
19	Tipo de Cabo	Apenas para LTs
20	Extensão da linha	Apenas para LTs: km
21	Valor do Banco de Preços ANEEL	R$
22	Outras observações	Informar qualquer excepcionalidade, caso haja, por módulo

Anexo III: Relatório de Conciliação Físico-Contábil

Formulário aplicável às Bases Blindada e Incremental (parcelas de receita R3 e R4)

		CAMPOS	DESCRIÇÃO
Informações Contábeis	1	Conta Contábil	Conforme Elenco de Contas, seguindo MCSE
	2	Número Patrimônio	Código atribuído pela concessionária
	3	Digito Incorporação	Código atribuído pela concessionária
	4	ODI (Ordem de Imobilização)	Código atribuído pela concessionária
	5	TI (Tipo de Instalação)	Seguir MCPSE
	6	CM (Centro Modular)	Seguir MCPSE
	7	TUC (Tipo de Unidade de Cadastro)	Seguir MCPSE
	8	Denominação do TUC	Seguir MCPSE
	9	A1	Seguir MCPSE
	10	A2	Seguir MCPSE
	11	A3	Seguir MCPSE
	12	A4	Seguir MCPSE
	13	A5	Seguir MCPSE
	14	A6	Seguir MCPSE
	15	Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa, Resolução Homologatória, Contrato de Concessão)	xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + "/" + 4 dígitos para identificar o ano)
	16	Código Módulo SIGET	6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de zeros à esquerda para completar 6 (seis) dígitos Informar o código 999999 para as unidades modulares em operação no ciclo atual que não tenham sido objeto de avaliação da ANEEL
	17	IdUC	Código atribuído pela concessionária
	18	UAR	Código atribuído pela concessionária
	19	Taxa Anual de Depreciação (%)	Taxa vigente (%) (Resolução Normativa 674, de 11/8/2015, ou o que vier a sucedê-la)
	20	Descrição Contábil do Bem	Conforme Sistema da Empresa, capaz de identificar o bem
	21	Quantidade	Informar quantidade avaliada
	22	Unidade de Medida	Considerar as unidades previstas no MCPSE
	23	Datas de energização/Capitalização (transferência do AIC para o AIS).	(dd/mm/aa)
	24	Valor Original Contábil (R$)	Valor efetivamente contabilizado
	25	Depreciação Acumulada (R$)	R$
	26	% Depreciação Acumulada	%
	27	Valor Residual Contábil (R$)	R$
Baixas	28	ODD (Ordem de desativação)	Código atribuído pela concessionária
	29	Data da baixa	(dd/mm/aa)
Informações da Base Física	30	Descrição Técnica do Bem	Conforma Sistema da Empresa, capaz de identificar o bem
	31	Classe de Tensão	kV
	32	Reserva Técnica	S/N
	33	Nome da subestação ou linha de transmissão	Conforme identificação do Módulo SIGET
	34	Nível de tensão da subestação ou linha de transmissão	kV
	35	ODI Engenharia	Conforma Sistema da Empresa
Informações Complementares	36	Código do Material	Conforma Sistema da Empresa
	37	Descrição do Código do Material	Conforma Sistema da Empresa, capaz de identificar o material
Informações Auxiliares	38	Doação	S/N
	39	Incorporação de Rede	S/N
	40	PLPT	S/N
	41	Status Processo de Regularização	S/N
	42	Identificador de Linha no Quadro 5
	43	Identificador de Linha no Quadro 7
	44	Status de Elegibilidade	S/N
	45	Status de Conciliação	Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra Contábil (SC)
	46	Controle de Abertura Contábil
	47	Controle Numeração Física

(Submódulo 9.2, Nova Redação dada pela Resolução Normativa n° 1022, de 31/05/2022, a partir de 01/07/2022)