DOU 06/12/2022 - Diário Oficial da União - Brasil
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Nº 228, terça-feira, 6 de dezembro de 2022
ISSN 1677-7042
Seção 1
Módulo 3: Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição
Submódulo 3.4A
ENCARGOS SETORIAIS
Versão 1.1
1. OBJETIVO
1. Estabelecer os critérios e procedimentos relativos ao cálculo dos encargos
setoriais a serem considerados nos processos tarifários das concessionárias de serviço
público de distribuição de energia elétrica.
2. ABRANGÊNCIA
2. Os procedimentos deste submódulo são aplicáveis aos reajustes e
revisões tarifárias de concessionárias do serviço público de distribuição de energia
elétrica, prorrogadas nos termos do Decreto n° 8.461/2015 ou que assinaram o termo
aditivo ao contrato de concessão nos termos do Despacho nº 2.194/2016.
3. ENCARGOS SETORIAIS
3. São entendidos como Encargos Setoriais os custos não gerenciáveis
suportados pelas concessionárias de distribuição, instituídos por Lei, cujo repasse aos
consumidores
é
decorrente
da
garantia
do
equilíbrio
econômico-financeiro
contratual.
4. Os Encargos Setoriais integrantes da Parcela A nos processos tarifários
são os seguintes:
i. Conta de Desenvolvimento Energético - CDE: Uso e Eletrobras;
ii. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica -
P R O I N FA ;
iii. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH;
iv. Encargos de Serviços do Sistema - ESS e de Energia de Reserva -
EER;
v. Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE; e
vi. Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Programa de Eficiência Energética - PEE.
3.1. CDE Uso e CDE Eletrobras
5. A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) foi criada pela Lei nº
10.438/2002, posteriormente, alterada pelas Leis nº 10.762/2003, nº 10.848/2004, nº
12.783/2013 e nº 14.182/2021, e regulamentada pelos Decretos nº 4.541/2002, nº
4.970/2004, nº 7.891/2013 e nº 9.022/2017, para:
i. promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes
eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional,
nas áreas atendidas pelos sistemas interligados;
ii. promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o
território nacional;
Iii. custear a subvenção econômica destinada à modicidade da tarifa de
fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais integrantes da Subclasse
Residencial Baixa Renda;
iv. prover recursos para cobertura dos dispêndios da Conta de Consumo de
Combustíveis - CCC e da Reserva Global de Reversão - RGR;
v. custear os descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do
serviço público de distribuição de energia elétrica;
vi. prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras
vinculados à indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à
finalidade de modicidade tarifária; e
vii. prover recursos para fins de modicidade tarifária no Ambiente de
Contratação Regulada (ACR) por meio de créditos em favor das concessionárias e
permissionárias de distribuição de energia elétrica.
3.2. PROINFA
6. A Lei nº 10.438/2002, em seu art. 3º, alterado pelo art. 9º da Lei nº
10.762/2003, e pelo artigo 2º da Lei nº 10.889/2004, instituiu o Programa de Incentivo
às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), com o objetivo de aumentar a
participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica,
privilegiando empreendedores que não tenham vínculos societários com concessionárias
de geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica, e visando, também, o
aumento da participação de agentes no setor elétrico.
7. A Lei nº 10.438/2002, alterada pela Lei nº 12.212/2010, também
estabelece, em seu art. 3º, que todos os custos concernentes à aquisição da energia
gerada pelo PROINFA incorridos pela Eletrobras, inclusive os custos administrativos,
financeiros e os decorrentes de encargos tributários, serão rateados por todas as
classes de
consumidores finais
atendidos pelo
SIN, exclusive
os integrantes da
Subclasse Residencial Baixa Renda.
8. O Decreto nº 5.025/2004, em seu art. 15, determina que compete à
ANEEL regulamentar os procedimentos para o rateio da energia e dos custos referentes
ao PROINFA.
3.3. CFURH
9. A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH)
foi criada pela Lei n.º 7.990/1989, que institui, para os Estados, Distrito Federal e
Municípios, compensação financeira pelo resultado da exploração de petróleo ou gás
natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos
minerais em seus respectivos territórios, plataforma continental, mar territorial ou zona
econômica exclusiva.
10.
O
cálculo
da
CFURH baseia-se
na
geração
efetiva
das
usinas
hidrelétricas, de acordo com a seguinte fórmula:
CFURH = TAR X GH X PERC (1)
onde:
TAR: refere-se à Tarifa Atualizada de Referência estabelecida anualmente
pela ANEEL (em R$/MWh);
GH: é o montante (em MWh) da geração mensal da usina hidrelétrica; e
PERC: é o percentual de 6,75%, definido pela Lei 9.648/1998 e determinado
pela Resolução Normativa ANEEL nº 67/2001, ou o que vier a sucedê-la, a ser aplicado
sobre o produto da Tarifa Atualizada de Referência e do montante de geração
mensal.
3.4. ESS e EER
11. O Decreto nº 5.163/2004, que regulamenta a Lei nº 10.848/2004,
determina em seu art. 44 que a ANEEL, no reajuste ou revisão tarifária, deverá
contemplar a previsão dos custos com o Encargo de Serviços do Sistema (ESS) e com
Encargo de Energia de Reserva (EER), para os doze meses subsequentes.
12. No art. 59, o Decreto nº 5.163/2004 atribui que a contabilização e
liquidação do Encargo de Serviços do Sistema possa ser efetuada pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), conforme definido nas Regras e
Procedimentos de Comercialização de Energia, e que os serviços do sistema devem ser
compostos inclusive pelos serviços ancilares prestados aos usuários do SIN,
compreendendo, dentre outros:
i. os custos decorrentes da geração despachada independentemente da
ordem de mérito, por restrições de transmissão dentro de cada submercado;
ii. a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos geradores
para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma;
iii. a reserva de capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores,
superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador em Procedimentos
de Rede do ONS, necessária para a operação do sistema de transmissão; e
iv. a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação
da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas.
13. A Resolução CNPE nº 8/2007, aponta mais dois componentes do ESS
vinculados a segurança energética do sistema, sendo ambos decorrentes de despacho
fora da ordem de mérito econômico, o ESS por ordem do Comitê de Monitoramento
do Setor Elétrico (CMSE) e o ESS associado à Curva de Aversão ao Risco (CAR).
14. O EER, conforme previsto no Decreto nº 6.353/2008, representa todos
os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela
destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN,
proveniente de usinas especialmente contratadas mediante leilões para este fim,
incluindo os custos administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os
usuários finais de energia elétrica do SIN.
3.5. TFSEE
15. A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) foi
instituída pela Lei n.º 9.427/1996, regulamentada pelo Decreto n.º 2.410/1997, e
posteriormente alterada pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, que reduziu o
valor da TFSEE de 0,5% para 0,4% do benefício econômico anual auferido pela
concessionária. O valor anual da TFSEE é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de
constituir sua receita e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades.
3.6. P&D e PEE
16. O encargo referente à Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa de
Eficiência Energética (PEE) foi criado pela Lei nº. 9.991/2000, de 24 de julho de 2000.
A legislação estabelece a obrigação das concessionárias e permissionárias de serviços
públicos de distribuição de energia elétrica de aplicarem, anualmente, percentuais de
sua receita operacional líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do setor
elétrico e programas de eficiência energética no uso final. As mencionadas alíquotas
foram definidas pelas Resoluções Normativas ANEEL nº 271/2000 e nº 316/2008, ou o
que vier a sucedê-las, sendo as seguintes:
i. para pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico, no mínimo, 0,75%;
e
ii. para programas de eficiência energética no uso final, no mínimo,
0,25%
17. A Lei nº. 9.991/2000 definiu que, até 31 de dezembro de 2015, os
percentuais mínimos de 0,75% e 0,25% sejam de 0,50%, tanto para pesquisa e
desenvolvimento como para programas de eficiência energética na oferta e no uso
final da energia.
4. COBERTURA TARIFÁRIA
18. A cobertura tarifária de cada encargo setorial é obtida conforme
procedimentos descritos a seguir.
4.1. CDE Uso e CDE Eletrobras
19. Correspondem ao valor das quotas anuais vigentes para as CDE Uso e
CDE Eletrobras, aprovadas por meio ato específico da ANEEL, conforme Submódulo 5.2
do PRORET, podendo ser expressa da seguinte forma:
CDE = QuotaAnualCDE (2)
4.2. PROINFA
20. Corresponde ao valor da quota anual de custeio vigente, aprovada por
meio de Resolução específica da ANEEL, conforme Submódulo 5.3 do PRORET, sendo,
portanto, expressa da seguinte forma:
PROINFA = QuotaAnualdeCusteioPROINFA (3)
4.3. CFURH
21. Nos Sistemas Isolados não deve ser incorporada qualquer cobertura
tarifária para a CFURH, uma vez que tais despesas devem compor o custo total de
geração para fins de reembolso pela CCC.
22. Para as concessionárias com geração própria no SIN, mantém-se a
sistemática de previsão de despesas levando em consideração o montante de energia
gerada pela central hidrelétrica e a Tarifa Atualizada de Referência (TAR) vigente na
época do reajuste, conforme Submódulo 5.9 do PRORET.
4.4. ESS e EER
23. Corresponde ao somatório das previsões anuais de ESS e EER definida
pela SGT, com base em informações fornecidas pela Superintendência de Regulação
dos Serviços de Geração - SRG e pela CCEE, conforme Submódulo 5.4 do PRORET,
sendo expressa da seguinte forma:
ESS = PrevisãoESS + PrevisãoEER (4)
4.5. TFSEE
24. Corresponde à contribuição anual devida pela concessionária, a ser paga
a partir do mês de competência subsequente ao reajuste tarifário, definido pela SGT
conforme Submódulo 5.5 do PRORET e homologada por meio de Despacho específico
da ANEEL, podendo então ser descrita da seguinte forma:
TFSEE = QuotaAnualdaTFSEE (5)
4.6. P&D e PEE
25. Corresponde ao produto de 1,0% da Receita Operacional Líquida
regulatoriamente apurada no reajuste tarifário em processamento, sendo esta igual ao
somatório da receita requerida econômica (RR1) com o valor total dos componentes
financeiros pertinentes, deduzidos os valores econômicos e financeiros relativos aos
encargos setoriais CDE e P&D/PEE, conforme Submódulo 5.6 do PRORET.
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