Nota Técnica nº 323/2011-SRE/ANEEL. Em 13 de dezembro de Processo: /

Transcrição

1 Nota Técnica nº 323/2011-SRE/ANEEL Em 13 de dezembro de Processo: / Assunto: Regulamentação dos procedimentos de cálculo do reajuste tarifário anual das concessionárias de distribuição de energia elétrica e dos componentes financeiros pertinentes. I. DO OBJETIVO A presente Nota Técnica tem por objetivo apresentar proposta a ser submetida à Audiência Pública, visando à regulamentação dos procedimentos de cálculo do reajuste tarifário anual das concessionárias de distribuição de energia elétrica e dos componentes financeiros previstos na legislação e passíveis de repasse às tarifas de fornecimento, suprimento e uso dos sistemas de distribuição. II. DOS FATOS 2. Por meio da Audiência Pública nº 048/2010, no âmbito do Processo nº / , a ANEEL submeteu à apreciação de toda a sociedade a Nota Técnica nº 311/2010 SRE-SRD-SRT-SFF- SEM-SRG/ANEEL, de 28/09/2010, que detalhou a proposta de composição e formato para os Procedimentos de Regulação Tarifária PRORET. 3. Referida AP nº 048/2010 resultou na publicação da Resolução Normativa nº 435, de 24/05/2011, que definiu a estrutura do PRORET, de modo a consolidar a regulamentação relativa aos processos tarifários, sendo 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; e X. Módulo 10: Ordem e Condições de Realização dos Processos Tarifários e Requisitos de

2 (Fls. 2 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) Informações e Obrigações Periódicas. 4. O foco da análise desta Nota Técnica será a regulamentação atinente aos Módulos 3 e 4 do PRORET, a ser submetida a processo de Audiência Pública, cujos Submódulos estão discriminados na tabela abaixo. Tabela 1: Módulos e Submódulos do PRORET Módulo 3 REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL DAS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO Submódulo 3.1 Procedimentos Gerais Submódulo 3.2 Custos de Compra de Energia Submódulo 3.3 Custos de Transporte Submódulo 3.4 Encargos Setoriais Módulo 4 COMPONENTES FINANCEIROS DAS TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO Submódulo 4.1 Conceitos Gerais Submódulo 4.2 CVA Submódulo 4.3 Sobrecontratação de Energia e Exposição à Diferença de Preços entre Submercados Submódulo 4.4 Déficit do Programa Luz para Todos Submódulo 4.5 Demais Componentes Financeiros III. DA ANÁLISE III.1. Módulo 3: Reajuste Tarifário Anual das Concessionária de Distribuição 5. A Lei n 8.987, de 13/02/1995, que dispôs sobre o regime de concessão e permissão da prestação de serviços públicos, previsto no art. 175 da Constituição Federal, além de instituir o regime de preços máximos (price-cap) para as tarifas de concessões de serviços públicos, estabeleceu em seu artigo 23, inciso IV, que: Art. 23. São cláusulas essenciais do contrato de concessão as relativas: (...) IV - ao preço do serviço e aos critérios e procedimentos para o reajuste e a revisão das tarifas; 6. A metodologia de cálculo do Reajuste Tarifário Anual consta da Cláusula Sétima dos Contratos de Concessão de Distribuição, celebrados pela União, por intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL. Referidos contratos e aditivos encontram-se disponíveis para consulta no sítio da ANEEL, na Internet, (menu: Informações Técnicas - Contratos de Concessão). 7. Nos reajustes tarifários anuais, além das disposições previstas nos contratos de concessão, cabe à ANEEL observar estritamente o que estabelecem as leis e normas referentes ao assunto, haja vista o disposto no art. 3 da Lei n 9.427/1996, redação dada pelo art. 9 da Lei n /2004, com explícita remessa ao inciso V do art. 29 da Lei nº 8.987/1995, que estabelece a incumbência da ANEEL para V homologar reajustes e proceder à revisão das tarifas na forma desta Lei, das normas pertinentes e do contrato. Também o inciso IV do art. 15 da Lei nº 9.427, de 1996, estabelece que as tarifas máximas do serviço público de energia elétrica serão fixadas: IV em ato específico da ANEEL, que autorize a aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do respectivo

3 (Fls. 3 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) contrato. 8. Por seu lado, a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro contratual se dá pelo cumprimento das condições fixadas no contrato de concessão, ou seja, é justamente o processamento do reajuste tarifário anual segundo a metodologia prescrita no contrato de concessão que assegura o seu equilíbrio econômico-financeiro. É o que se colhe do art. 10 da Lei nº 8.987/1995: Art. 10. Sempre que forem atendidas as condições do contrato, considera-se mantido seu equilíbrio econômico-financeiro. 9. Na seção a seguir, serão detalhados os procedimentos gerais de cálculo do reajuste tarifário anual. III.1.A. Dos Procedimentos Gerais Submódulo Segundo o contrato de concessão, a receita de uma concessionária de distribuição de energia elétrica deve cobrir os custos associados à atividade, estando estes divididos em duas parcelas. 11. A denominada Parcela A envolve os custos relacionados às atividades de geração e transmissão de energia elétrica, além dos encargos setoriais, explicitamente indicados no contrato. Trata-se de custos cujos montantes e preços, em certa medida, escapam à vontade ou gestão da distribuidora. 12. A chamada Parcela B compreende o valor remanescente da receita, envolvendo os custos diretamente gerenciáveis pela distribuidora. São custos próprios da atividade de distribuição e de gestão comercial dos clientes, que estão sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária, por exemplo, os custos operacionais (pessoal, materiais e serviços de terceiros), a remuneração do capital e a quota de depreciação. 13. O Índice de Reajuste Tarifário Anual IRT, conforme expressamente indicado no contrato de concessão, é dado pela razão entre a Receita Anual na Data do Reajuste em Processamento DRP (RA1) e a Receita Anual na Data de Referência Anterior DRA (RA 0), ou seja: IRT = RA RA (1) onde: RA1 = VPA1 + (VPB0 * (IGPM ± Fator X)) VPA 1 =Valor da Parcela A na Data do Reajuste em Processamento (DRP) VPB0 =Valor da Parcela B na Data de Referência Anterior (DRA) = RA0 VPA0 VPA 0 =Valor da Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA) Fator X = Percentual a ser subtraído do Indicador de Variação da Inflação IVI (IGPM), quando da execução dos reajustes tarifários anuais entre revisões periódicas, com vistas a compartilhar com os consumidores os ganhos de produtividade estimados para o período. 14. Em síntese, o contrato de concessão detalha expressamente a forma de calcular o reajuste tarifário anual, explicitando o seguinte:

4 (Fls. 4 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) Na DRA (Data de Referência Anterior): o A receita base (RA 0) é produto do mercado de referência pelas tarifas-base homologadas no ano anterior; o O valor da Parcela A (VPA 0) é o somatório dos seguintes custos: A energia comprada é produto do montante comprado para atender o mercado de referência pelo preço médio de repasse considerado no cálculo tarifário do ano anterior; Os custos de conexão aos sistemas de transmissão e/ou distribuição são os valores considerados no cálculo tarifário anterior e de uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição é produto dos montantes de demanda contratados no período de referência pelas respectivas tarifas de transmissão consideradas no cálculo tarifário do ano anterior; Os encargos setoriais (demais itens da Parcela A) são os valores resultantes da aplicação dos componentes tarifários correspondentes aos respectivos itens, vigentes na Data de Referência Anterior, ao Mercado de Referência (redação atual, vigente a partir de fev/2010). o O valor da Parcela B (VPB 0) é resultante da subtração RA 0 - VPA 0. Na DRP (Data do Reajuste em Processamento): o O novo valor da Parcela A (VPA 1) é o somatório dos seguintes custos: A energia comprada é produto do montante necessário para atender o mercado de referência pelos respectivos preços de repasse vigentes na DRP; O custo de transmissão é produto dos montantes de demanda contratados no período de referência pelas respectivas tarifas de transmissão vigentes na DRP; Os custos de conexão aos sistemas de transmissão e/ou distribuição são os valores vigentes na DRP Os encargos setoriais (demais itens da Parcela A) são os respectivos valores vigentes na DRP o O novo valor da Parcela B (VPB 1) é produto do VPB 0 pela variação do IGPM menos o Fator X; o A nova receita anual (RA 1) é o somatório das novas Parcelas A e B (VPA 1 + VPB 1). 15. No processo de revisão tarifária periódica as tarifas abertas por modalidades da estrutura

5 (Fls. 5 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) tarifária e níveis de tensão são criadas, isto é, elas nascem no processo de revisão periódica, de modo que aplicadas ao mercado de referência da concessionária produzam a Receita Requerida, que é a receita devidamente calculada (Parcelas A e B) que assegura a cobertura dos custos associados à atividade de distribuição, proporcionando o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. 16. Por seu lado, o reajuste tarifário anual, observadas as condições do respectivo contrato de concessão, tem por objetivo essencial verificar em quantos pontos percentuais, em média, as tarifas que nasceram no processo de revisão periódica devem ser reajustadas para se manter o equilíbrio econômicofinanceiro estabelecido no momento da revisão. 17. Para tanto, utiliza-se a fórmula paramétrica IRT = RA1 / RA0, ou seja, variação entre a nova receita RA1 (condições vigentes na data do reajuste em processamento = DRP) e a receita inicial RA0 (condições vigentes na data do cálculo tarifário do ano anterior = DRA), ficando evidente que ambas as receitas devem considerar o mesmo Mercado de Referência, em DRA e DRP, pois a finalidade do cálculo é apurar a variação anual das receitas para um mesmo mercado. 18. Pela regra de reajuste tarifário anual definido nos Contratos de Concessão, observa-se que este não segue necessariamente a mesma variação da inflação, diferentemente de outros reajustes de tarifas e preços públicos que levam em conta unicamente este fator. As despesas constantes da Parcela A são conseqüência da aplicação de legislações específicas e podem sofrer variações superiores à inflação medida no período analisado. 19. Como já mencionado acima, de acordo com a fórmula paramétrica do reajuste tarifário estabelecida no contrato de concessão (IRT econômico) são considerados os valores dos encargos setoriais vigentes na data do reajuste em processamento (DRP) e as despesas com transmissão e compra de energia com base nos preços vigentes também na data do reajuste em processamento (DRP). Portanto, não está determinado no contrato de concessão nenhum tratamento específico para mudanças nos custos desses itens da Parcela A ocorridas entre os reajustes, ou seja, no transcurso dos doze meses do período de referência. 20. Com o objetivo de corrigir eventual desequilíbrio contratual causado por variações verificadas nos custos relativos aos encargos tarifários e à compra e transmissão da energia elétrica no intervalo entre reajustes e de evitar sucessivas revisões extraordinárias em decorrência desse desequilíbrio econômicofinanceiro, a Portaria Interministerial MF/MME nº 296, de 25/10/2001, posteriormente substituída pela Portaria Interministerial MF/MME nº 025, de 24/01/2002, instituiu a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A CVA, à luz do disposto na Medida Provisória nº 2.227, de 04/09/ O mecanismo da CVA atualmente disciplinada pela Portaria Interministerial n 025/2002 tem por finalidade registrar as variações, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, dos valores dos seguintes itens de custo da Parcela A, previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica: I - repasse de potência proveniente de Itaipu Binacional; II - transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional; III - Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC; IV - Conta de Desenvolvimento Energético CDE; V - uso das instalações de transmissão integrantes da rede básica; VI - compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos CFURH; VII encargo de serviços do sistema ESS; VIII - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica PROINFA; e IX aquisição de energia elétrica. 22. A CVA é incorporada no reajuste tarifário como um componente financeiro, uma vez que não

6 (Fls. 6 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) faz parte da base tarifária obtida pela aplicação da fórmula paramétrica definida no Contrato de Concessão. Além da CVA, são considerados nos reajustes outros componentes financeiros, conforme legislação vigente, que refletem variações de custos incorridos pelas distribuidoras e que devem ser repassados às tarifas dos consumidores da concessionária, no período de 12 meses subseqüentes ao reajuste tarifário. 23. Por fim, destaca-se que além da consideração dos itens econômicos que compõem as Parcelas A e B da receita econômica da distribuidora e da inclusão dos componentes financeiros, todo cálculo tarifário, seja ele um reajuste anual ou uma revisão periódica, também contempla os valores referentes aos subsídios tarifários previstos na legislação pertinente. Os subsídios tarifários correspondem aos descontos concedidos pela concessionária aos consumidores e usuários, como por exemplo, aos consumidores baixa renda, e constituem uma perda de receita a ser compensada no cálculo tarifário, resultando em uma majoração das tarifas dos demais consumidores, de forma a manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão. Figura 1 Fluxo de Cálculo do Reajuste Tarifário Anual 24. A Figura acima apresenta o fluxo do cálculo do reajuste tarifário anual conforme fórmula paramétrica definida no Contrato de Concessão, além de incorporar os componentes financeiros. No Submódulo 3.1 do PRORET serão definidos os procedimentos gerais do reajuste enquanto que os demais Submódulos, que integram os Módulos 3 e 4 do PRORET, estabelecerão os procedimentos e critérios de cálculo detalhados deste processo. 25. Dentre os procedimentos gerais propostos na minuta do Submódulo 3.1, pode-se destacar:

7 (Fls. 7 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) a) Pleito de Reajuste Tarifário: Para a apresentação da proposta da concessionária, propõe-se que o pleito do reajuste contenha, além das informações julgadas relevantes, a proposta de quadro-resumo PROPOSTA DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL, inclusive em meio magnético, no formato do modelo disponibilizado para download no sítio da ANEEL na internet Além disso, o quadro-resumo relativo à proposta de reajuste tarifário anual ficará disponível, para conhecimento da sociedade, no sítio da ANEEL na internet. b) Receita Anual em DRA (RA0): Para a receita base do reajuste, que é obtida pelo produto do mercado de referência pelas tarifas econômicas homologadas no ano anterior, propõe-se que: (i) Os montantes faturados mensais de energia e demanda sejam aqueles discriminados nas faturas emitidas pela distribuidora seguindo o regime de competência; e (ii) Uma vez que o prazo para o envio de informações relativas ao mercado faturado é anterior à realização do último mês do período de referência, seus dados serão estimados repetindo-se os montantes realizados no mês imediatamente anterior. Os dados do penúltimo mês, se provisórios, poderão ser alterados uma única vez até o trigésimo dia anterior à data de aniversário contratual da distribuidora. c) IGP-M e IPCA: Os índices de inflação são utilizados em diversos cálculos do processo do reajuste tarifário, desde a aplicação do IGP-M sobre a Parcela B em DRA até a utilização do IGP-M e do IPCA na atualização de preços de contratos de compra de energia. Assim, propõe-se que, caso os índices relativos ao último mês do período de referência não tenham sido divulgados oficialmente pela FGV ou pelo IBGE até o 10º (décimo) dia anterior à Data do Reajuste em Processamento (DRP), serão consideradas para esse mês a projeção mais recente dos respectivos índices (média mensal), informada no Sistema de Expectativas de Mercado do Banco Central do Brasil (Focus), disponível para consulta na internet. d) Estimativa de Valores no Cálculo do RTA: Propõe-se que, caso se utilizem dados estimados de qualquer natureza nos cálculos tarifários, inclusive IGP-M e IPCA, não se realizem recálculos posteriores, salvo quando expressamente indicado pela ANEEL nos documentos oficiais que tiverem motivado e informado a decisão colegiada referente ao processo de reajuste ou revisão tarifária Nota Técnica, Relatório, Voto e Resolução. e) Custos de Transmissão: Em relação aos custos com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição, os riscos inerentes à contratação dos serviços e variações de mercado são próprios das atividades de distribuição. Esses custos envolvem dispêndio sob controle e risco da concessionária. Tendo em vista o regime jurídico vigente do serviço pelo preço, e não pelo custo, é vedada a consideração de ajustes compensatórios posteriores em decorrência de eventual surgimento de novos custos dessa natureza no Período de Referência, este entendido como os 12 meses anteriores ao mês do reajuste em processamento. f) Componentes Financeiros: Conforme já mencionado, o reajuste tarifário anual é composto pelo índice médio de reajuste tarifário após a consideração dos componentes financeiros. Para tanto, propõe-se que o Índice de Reajuste Tarifário Total IRT Total seja dado pela soma dos índices econômico e financeiro, sendo o índice médio de reajuste tarifário anual financeiro IRTfin obtido pela seguinte equação:

8 (Fls. 8 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) onde: IRT = Componentes Financeiros RA r (2) r = RA 0 reajuste atual / RA 1 reajuste/revisão ano anterior Obs.: Em ano de revisão o RA 1 equivale à Receita Requerida Líquida A razão entre RA 0 reajuste atual e RA 1 reajuste/revisão ano anterior, denominada de razão de variação do mercado - r, reflete a variação de mercado da concessionária no período de referência. Assim, a sua utilização para a obtenção do IRT fin significa que no IRT o valor total do Componente Financeiro que será concedido levará em consideração o montante a ser faturado em função do crescimento de mercado. Cabe destacar que, conjuntamente com esta regra, está sendo proposto, conforme seção III.2.E. desta Nota Técnica, que no ano seguinte seja verificado o valor efetivamente faturado de forma a considerar um saldo a compensar. g) Recursos Administrativos. De acordo com a Lei nº 9.784/1999, a qual regulamentou o processo administrativo no âmbito da Administração Pública Federal, é de dez dias o prazo para interposição de recurso administrativo, contado a partir da ciência ou divulgação oficial da decisão sobre o reajuste/revisão tarifária. Dessa forma, propõe-se que não seja conhecido o recurso ou qualquer questionamento sobre os cálculos tarifários de anos anteriores quando apresentado fora do prazo recursal (arts. 56, 59 e 63 da Lei nº 9.784/1999). Para os casos em que for dado provimento a recursos interpostos dentro do prazo legal, os eventuais efeitos tarifários decorrentes do recálculo serão considerados a partir do primeiro reajuste ou revisão tarifária seguinte à respectiva decisão que o tenha determinado. O referido ajuste corresponderá à diferença entre a nova receita anual obtida após o procedimento de recálculo do respectivo reajuste ou revisão tarifária e a receita anual originalmente calculada, com resultado atualizado pela variação do IGPM até o mês do reajuste tarifário em processamento. 26. Tendo sido apresentados os procedimentos gerais do cálculo do reajuste tarifário anual, nas seções a seguir serão apresentados os critérios de cálculo da Parcela A. III.1.B. Dos Custos de Compra de Energia Submódulo Para o fornecimento de energia para os consumidores cativos e suprimento a outras concessionárias e permissionárias, a distribuidora compra energia elétrica de outras empresas por meio de contratos bilaterais, leilões de energia e outras formas de contratação. O custo de energia comprada pela distribuidora, por sua vez, é repassado para os consumidores cativos e supridas através das tarifas. 28. Entende-se que na compra de energia, há espaço para uma gestão eficiente da contratação e também dos montantes de perdas de energia elétrica. Nesse sentido, para o repasse do custo de energia elétrica, são adotados diversos mecanismos e regras que buscam incentivar o aumento da eficiência.

9 (Fls. 9 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) 29. O custo de energia em DRP é calculado para compor o custo de energia total para o próximo ciclo tarifário até o próximo Reajuste ou Revisão da concessionária de distribuição. Basicamente, o cálculo da despesa de energia em DRP compreende 3 passos que irão determinar o montante e o preço de energia elétrica comprada pela distribuidora: (i) Definição do montante total de energia que terá seus custos repassados nas tarifas, denominado Energia Requerida. Neste passo define-se o patamar regulatório de perda de energia que a distribuidora terá como limite de contratação; (ii) Determinação dos montantes contratados de cada contrato de compra e venda de energia elétrica. Tal procedimento é necessário, pois, como somente os custos da energia requerida são repassados, nem todos os montantes contratados pela concessionária poderão ser computados na despesa de energia; e (iii) Cálculo do limite de preços para cada contrato de energia. Os critérios de repasse resultam da legislação vigente e tem o objetivo de incentivar a contratação eficiente de energia elétrica. 30. A energia requerida constitui o volume de energia elétrica (MWh) e potência (kw) adquirido para o atendimento dos consumidores cativos e de outras distribuidoras e permissionárias de distribuição supridas pela concessionária, no Período de Referência, acrescido de: (iv) Perdas elétricas do sistema de distribuição, as quais se subdividem em técnicas e nãotécnicas, conforme tratamento a elas estabelecido na Revisão Tarifária Periódica (RTP); e (v) Perdas associadas ao transporte de Itaipu e na Rede Básica, quando aplicável. 31. Na definição da energia requerida, a adoção de um patamar referencial de perdas regulatórias tem como objetivo incentivar a diminuição das perdas de energia elétrica, tendo como referência os percentuais de perdas técnicas e não-técnicas no sistema de distribuição definidos no processo de revisão tarifária da concessionária. Importa ressaltar que a perda regulatória não é necessariamente constante. Ela pode apresentar uma trajetória de queda, com o objetivo de incentivar a contínua melhoria no nível de perda de uma distribuidora. Assim, a energia requerida é obtida pela seguinte equação: Energia Requerida = Mercado Cativo e de Suprimento + Perdas Regulatórias (3) Sendo: Perdas Regulatórias = Perda na Rede Básica + Perdas Técnicas + Perdas Não Técnicas (4) 32. No processo de Reajuste Tarifário são calculados a Energia Requerida em DRP e a Energia

10 (Fls. 10 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) Requerida em DRA, sendo a única diferença entre elas o patamar de Perdas Regulatórias 1 : Figura 2 Fluxo de cálculo da Energia Requerida 33. Dado que a compra de energia consiste num conjunto de contratos de naturezas distintas, e dado que existe uma limitação no gasto com compra de energia, conforme explicado anteriormente, é necessário estabelecer ordens de prioridade de um contrato sobre o outro. Isso significa que do custo total de energia que a distribuidora estiver contratando, nem sempre a totalidade dos contratos será reconhecido no cálculo tarifário. Assim, é preciso determinar os montantes de cada contrato de compra e venda de energia, de modo a conformá-los a energia requerida. 34. Os Contratos de Compra e Venda de Energia que as Concessionárias de Distribuição têm a disposição para o atendimento dos consumidores são: 1 Na prática, ainda é necessário mais uma etapa para que o efeito da limitação da perda pela regulatória tenha efeito na receita da empresa. Esta etapa é realizada através dos componentes financeiros da CVA e da sobrecontratação, sendo adotados os seguintes procedimentos: (i) Depois de passado um ciclo tarifário, é verificado o quanto a distribuidora comprou de energia para atender os consumidores cativos e as distribuidoras e permissionárias supridas, até o limite de 103% conforme definido no Decreto nº 5.163/2004; (ii) A compra de energia real (conhecida como Mercado Real) da distribuidora é comparada com a compra teórica (conhecida como Mercado Regulatório), ou o montante de energia comprada se a distribuidora incorresse uma perda equivalente a da perda regulatória. Essa compra teórica representa o limite de perda que a distribuidora é permitida a incorrer; (iii) Se a compra real da distribuidora for maior que a compra teórica, isto significa que a distribuidora incorreu em perdas maiores do que a regulatória. Nesse caso, o equivalente à diferença entre o montante de energia comprado real e o montante de energia teórico, multiplicado pelo preço médio dos contratos, é subtraído da Receita do próximo ciclo tarifário por meio dos componentes financeiros CVA e Sobrecontratação.

11 (Fls. 11 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) (i) Contratos Iniciais: são contratos cujos montantes de energia elétrica e tarifas são homologados pela ANEEL. A vigência dos contratos iniciais será até 2005 e, a partir de 2006, passa a ser livre a negociação de compra e venda de energia elétrica 2 ; (ii) Contratos Bilaterais: são os contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes das Leis n.º /2004 no Sistema Interligado e /2010 no Sistema Isolado. As contratações de energia de Geração Distribuída por meio da desverticalização, realizadas após a Lei n.º /2004, também são classificadas como Contratos Bilaterais, assim como aquelas oriundas das licitações realizadas pelas próprias concessionárias com mercado menor que 500 GWh/ano; (iii) Geração Distribuída (por meio de chamada pública): contratos realizados de acordo com o art. 15 do Decreto nº 5.163/2004; (iv) Contratos de ITAIPU: referem-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das quotas-partes da produção disponibilizada para o Brasil, conforme o disposto na Resolução Normativa n.º 218, de 11 de abril de As concessionárias de distribuição situadas nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste estão obrigadas a adquirir a energia elétrica gerada por Itaipu; (v) CCEAR: são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado, decorrentes de leilões definidos com base no Decreto n.º 5.163/2004, para empreendimentos de geração existentes e novos empreendimentos de geração, fontes alternativas e aqueles indicados pelo CNPE; (vi) Leilão de Ajuste: são contratos firmados em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas, conforme estabelecido pelo art. 26 do Decreto nº 5.163/2004. (vii) CCVESI são Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica do Sistema Isolado; (viii) PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica, instituído pela Lei nº /2002, tem o objetivo de aumentar a participação de empreendimentos concebidos com base em fonte Eólica, Biomassa e Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH). Não se trata de um contrato de compra e venda de energia, mas todas as concessionárias de distribuição tem a disposição a energia deste contrato para atender o mercado. Para fins de apuração do custo de energia, é considerado como energia sem custo, entretanto seu custeio é realizado através do encargo PROINFA. 35. Basicamente, em ordem decrescente, a ordem de prioridade dos contratos é: 2 Os contratos iniciais firmados entre a Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica - CGTEE com a Companhia Estadual de Energia Elétrica CEEE, a AES SUL Distribuidora Gaúcha de Energia S/A e a Rio Grande Energia S/A RGE estabelecem que a descontratação, a partir de 2003, dar-se-á na proporção de 10% ao ano dos montantes contratados.

12 (Fls. 12 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) (i) Contratos Iniciais, Contratos de ITAIPU, PROINFA: Estes contratos sempre são considerados na apuração do custo de energia; (ii) Contratos Bilaterais e CCVESI; e (iii) CCEARs, Leilão de Ajuste e Geração Distribuída (por meio de chamada pública). 36. O último passo para a definição dos custos de compra de energia é aplicar as regras de limite de repasse sobre o preço do contrato, se necessário. No geral, excluindo os Contratos Iniciais, Contratos de Itaipu e PROINFA, todos os outros contratos podem ter o preço limitado por uma regra específica, objetivando incentivar a distribuidora procurar contratar as energias pelo menor preço possível. Se a distribuidora tiver algum contrato cujo preço esteja acima do permitido pela regra, essa despesa não é reconhecida. Cabe destacar que os critérios de repasse serão tratados no Submódulo 6.1 do PRORET. 37. Por fim, multiplicando-se os preços da energia dos contratos, após aplicação dos limites de repasse, pelos montantes de energias de contratos definidos, após a sua limitação pelo montante de energia requerida, observado a prioridade de contratos, é obtido o custo total de compra de energia da distribuidora do DRP. 38. Importa destacar que, na eventualidade de a distribuidora não ter contratos suficientes para atender a Energia Requerida, o montante de exposição será valorado em DRP pela estimativa do Preço de Liquidação de Diferenças PLD nos 12 meses subsequentes ao reajuste ou revisão em processamento. 39. A figura a seguir resume o cálculo de cálculo de Custo de Compra de Energia no DRP: Figura 3 Fluxo de cálculo do Custo de Compra de Energia na DRP

13 (Fls. 13 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) 40. O preço médio de energia elétrica, conhecido como Tarifa Média de Energia Elétrica, é o valor resultante da divisão entre o custo total de compra de energia da distribuidora e a Energia Requerida de DRP. Esta Tarifa Média será utilizada para o cálculo da CVA, Sobrecontratação e para a apuração da despesa de energia no DRA no próximo Reajuste ou Revisão. 41. Nesse sentido, o custo total de compra de energia no DRA é calculado pela multiplicação da Energia Requerida de DRA com a Tarifa Média de Energia Elétrica calculada no Reajuste ou Revisão passado, conforme Figura 4. Cabe destacar que o custo de energia em DRA é calculado com o objetivo de apurar a Parcela B no DRA, conforme descrito no item 13 (ou Figura 1) desta Nota Técnica. Figura 4 Fluxo de cálculo do Custo de Compra de Energia na DRA III.1.C. Dos Custos de Transmissão de Energia Submódulo Os custos com transporte de energia elétrica cobrem o custo de transmissão da energia das usinas até as redes de distribuição da concessionária, sendo compostos por: Rede Básica (i) Rede Básica, (ii) Conexão; (iii) Transporte de Itaipu; (iv) Encargos de Uso do Sistema de Distribuição; e (v) Encargos de Uso do Sistema de Transmissão relativo às unidades geradoras conectadas a distribuidora. 43. O Uso das Instalações da Rede Básica e das Demais Instalações de Transmissão de Energia Elétrica refere-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão CUST celebrado com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. A ANEEL estabelece anualmente a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST), nas formas de TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de fronteira com a Rede Básica. Essas tarifas multiplicadas pelos montantes de uso dos sistemas de transmissão MUST resultam nos custos referentes à Rede Básica em DRP (última

14 (Fls. 14 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) TUST vigente) e DRA (TUST vigente em DRP do ano anterior). Ainda no cálculo serão inclusas acrescidas as parcelas de ajuste referente a estes custos. 44. As distribuidoras detentoras das quotas-partes de Itaipu pagam também pelos Encargos de Uso da Rede Básica atribuídos à Itaipu Binacional (MUST-Itaipu), de forma proporcional às suas quotaspartes. As tarifas também são determinadas anualmente pela ANEEL e a multiplicação desta pela potência de Itaipu proporcionalizada pela quota-parte da distribuidora resulta nos custos referentes à Rede Básica Itaipu em DRP (última tarifa vigente) e DRA (tarifa vigente em DRP do ano anterior). 45. Outro custo referente à Rede Básica são aqueles relacionados aos contratos iniciais que surgiram em 1998 conforme a Lei nº 9.648, de 27 de maio, sendo extintos em Porém os contratos de suprimento da Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica CGTEE com as distribuidoras CEEEE, RGE e AES-Sul foram assinados em 30 de setembro de 1997, ou seja, antes da Lei nº 9.648, prevendo um prazo de 15 anos e que teriam seus montantes finalizados em A ANEEL estabelece as Tarifas da Rede Básica Contrato Inicial - TUST CI. Estas tarifas multiplicadas pelos montantes de uso dos sistemas de transmissão contrato inicial MUST CI resultam nos custos referentes à Rede Básica em DRP. Já para os custos em DRA, utiliza-se o valor calculado em DRP para o ano anterior. Conexão 46. Refere-se ao uso, pelas distribuidoras, das instalações de conexão não integrantes da Rede Básica e pertencentes às transmissoras, para conectar-se às instalações da Rede Básica de transmissão. Os valores desse encargo são estabelecidos pela ANEEL e têm reajuste anual concatenado com as tarifas de fornecimento das distribuidoras de energia elétrica. São informados nos reajustes/revisão tarifária das distribuidoras pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão SRT, sendo este o valor em DRP; para DRA é usado o valor em DRP no evento tarifário do ano anterior. Ainda no cálculo serão inclusas as parcelas de ajuste referente a estes custos. 47. Dentre os custos de conexão ao sistema de transmissão devem ser englobadas as conexões dedicadas aos clientes conectados no nível de tensão A1. Esse custo será publicado na resolução homologatória das tarifas da concessionária, devendo ser pago pelo acessante A1. Para se evitar o recebimento em duplicidade pela concessionária, haverá um componente financeiro negativo no mesmo valor. Transporte de Itaipu 48. O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de transporte até a Rede Básica da quota parte de energia elétrica adquirida daquela geradora pela concessionária. A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW. Encargos de Uso do Sistema de Distribuição 49. A Despesa com Uso do Sistema de Distribuição refere-se aos valores pagos a outras concessionárias de distribuição, mediante Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) celebrado entre partes. As tarifas são estabelecidas pela ANEEL a cada reajuste tarifário.

15 (Fls. 15 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) 50. As Tarifas de Uso do Sistema de outras Distribuidoras será aquela homologada em Resolução pela ANEEL acrescidas do PIS/COFINS, obtido pela alíquota média verificada para o período de referência após apuração dos créditos tributários de outras etapas da cadeia produtiva, conforme o regime não cumulativo. Encargos de Uso do Sistema de Transmissão relativo às unidades geradoras conectadas a distribuidora 51. A despesa de uso dos sistemas de distribuição para unidades geradores conectadas nas redes de distribuição é calculada através da tarifa de uso dos sistemas de distribuição para unidades geradoras (TUSD-g) multiplicada pelo montante de uso potência da geradora. 52. A TUSD-g é composta por 3 componentes e suas respectivas metodologias de cálculo estão estabelecidas por meio da Resolução Normativa ANEEL nº 349, de 13/01/2009: (i) TUSDg-D/DIT: calculada pela metodologia locacional e composta pelos custos de remuneração das redes e respectivos encargos setoriais vinculados ao fio; (ii) TUSDg-ONS: calculada como selo (rateio pelos montantes de uso), igual para todos os geradores e tem como objetivo recuperar os custos da receita anual do Operador Nacional do sistema ONS, calculada de forma proporcional aos Montantes de Uso da Transmissão MUST e aos Montantes de Uso da Distribuição MUSD; e (iii) TUSDg-T: calculada pela metodologia locacional e composta pelos custos de remuneração dos sistemas de transmissão, este componente é calculado quando o fluxo de potência resultar em exportação de geração das redes da distribuidora para a Rede Básica. 53. Dos custos mencionados, o referente ao EUSDg-D/DIT já está inserido na parcela B da distribuidora e é calculado apenas para definição da estrutura tarifária. Quanto aos outros (referente ao ONS e a Rede Básica) devem ser incorporados nos custos de transporte (parcela A) da distribuidora acessada. 54. Todos os custos, referentes ao uso dos sistemas de distribuição para unidades geradores conectadas nas redes de distribuição são calculados e homologados anualmente pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição SRD e informados para a SRE. Esses valores devem ser atualizados desde a data da homologação até a data de reajuste da distribuidora. 55. As Figuras a seguir apresentam o fluxo de cálculo dos custos de transporte de energia em DRA e DRP.

16 (Fls. 16 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) Figura 5 Fluxo de Cálculo dos Custos de Transporte na DRA

17 (Fls. 17 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) Rede Básica + SRT/ANEEL Rede Básica Fronteira Tarifas Vigentes para cada Item de Custo x Demandas Contratadas por Item de Custo no Período de Referência + Rede Básica Contratos Iniciais + MUST Itaipu + Transporte Itaipu SRT/ANEEL + IGPM Conexão SRE-SRD/ANEEL + Uso do Sistema de Distribuição + Encargo de Uso relativo ao encargo ONS + Encargo de Uso devido Exportação para Rede Básica na Tarifas Vigentes Demandas no Período de Referência Custos de Transporte de Energia em DRP Fim Figura 6 Fluxo de Cálculo dos Custos de Transporte em DRP III.1.D. Dos Encargos Setoriais Submódulo Os Encargos Setoriais são custos suportados pelas concessionárias e permissionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, instituídos por Lei com destinação específica que resultam de políticas de Governo para o setor elétrico nacional. O repasse dos Encargos Setoriais aos consumidores é decorrente da garantia do equilíbrio-econômico financeiro contratual e, ainda, que não se caracterizem como custos de compra ou transporte de energia elétrica. 57. Integram o Submódulo 3.4 do PRORET os seguintes encargos setoriais: (i) Conta de Consumo de Combustíveis CCC; (ii) Conta de Desenvolvimento Energético CDE; (iii) Programa de Incentivo à Fontes Alternativas de Energia Elétrica PROINFA; (iv) Encargo de Serviços do Sistema ESS;

18 (Fls. 18 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) (v) Encargo de Energia de Reserva EER; (vi) Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos CFURH; (vii) Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica TFSEE; (viii) Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética P&D; (ix) Reserva Global de Reversão RGR; e (x) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema ONS. Conta de Consumo de Combustíveis CCC 58. A Lei nº 5.899/1973 instituiu o rateio de ônus e vantagens decorrentes do consumo dos combustíveis fósseis, na época relacionado às necessidades dos sistemas interligados. Com a publicação da nº Lei 8.631/1993, o rateio passou a considerar o custo de consumo de combustíveis para geração de energia elétrica nos sistemas isolados, e, por meio de seu regulamento, Decreto nº 774/1993, restou nomeada como Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis para os Sistemas Isolados (CCC-ISOL). 59. Por meio da Lei nº , de 9 de dezembro de 2009, resultado da conversão da Medida Provisória nº 466, de 29 de julho de 2009, estendeu-se a cobertura da CCC-ISOL para o montante igual à diferença entre o custo total de geração de energia elétrica, para atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados, e a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no Ambiente de Contratação Regulada ACR do Sistema Interligado Nacional SIN. Esta Lei foi regulamentada pelo Decreto nº 7.246, de 28 de julho de Com a publicação da Resolução Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de 2011, a ANEEL detalhou os procedimentos para rateio dos custos da CCC-ISOL entre os agentes quotistas, tendo como parâmetros principais o mercado de cada agente e o custo unitário da CCC-ISOL a ser definido anualmente com base no orçamento necessário a assegurar a cobertura das obrigações da conta. Conta de Desenvolvimento Energético CDE 61. A Conta de Desenvolvimento Energético - CDE foi criada pela Lei nº , de 26/04/02, posteriormente alterada pelas Leis nº , de 11/11/03, e nº , de 15/03/04, e regulamentada pelos Decretos nº 4.541, de 23/12/02, e nº 4.970, de 30/01/04, para 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 e promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional. Programa de Incentivo à Fontes Alternativas de Energia Elétrica 62. A Lei nº , de 26 de abril de 2002, em seu art. 3º, alterado pelo art. 9º da Lei nº , de 11 de novembro de 2003, e pelo artigo 2º da Lei nº , de 25 de junho de 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. 63. A Lei nº , de 2004, alterada pela Lei º , de 2010, também estabelece, em seu art. 3º, inciso I, alínea c, que todos os custos concernentes à aquisição da energia gerada pelo PROINFA

19 (Fls. 19 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) incorridos pela ELETROBRÁS, 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. 64. O Decreto nº 5.025, de 30 de março de 2004, em seu art. 15, determina que compete à ANEEL regulamentar os procedimentos para o rateio da energia e dos custos referentes ao PROINFA. Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos CFURH 65. A CFURH foi criada pela Lei n.º 7.990, de 28 de dezembro de 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, plataformas continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva. 66. O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas hidrelétricas, de acordo com a seguinte fórmula: CFURH = TAR x GH x PERC, em que 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 percentual definido pela Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, em 6,75%, conforme determina a Resolução ANEEL nº 67, de 22 de fevereiro de Encargo de Serviços do Sistema ESS e Encargo de Energia de Reserva EER 67. O Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, que regulamenta a Lei nº /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 ERR, para os doze meses subseqüentes. 68. No art. 59, o Decreto nº 5.163/04 atribui que a contabilização e liquidação do encargo de serviços do sistema possa ser efetuada pela 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 freqüência 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. 69. A Resolução CNPE nº 8, de 20 de dezembro de 2007, aponta mais duas componente 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

20 (Fls. 20 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) associado a Curva de Aversão ao Risco CAR. 70. O EER, conforme previsto no Decreto nº 6.353, de 16 de janeiro de 2008, representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN, proveniente de usinas especialmente contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os custos administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica do SIN. Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica TFSEE 71. A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica TFSEE foi instituída pela Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996, regulamentada pelo Decreto n.º 2.410, de 28 de novembro de 1997, e destina-se à cobertura do custeio das atividades da ANEEL. Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética P&D 72. O encargo referente à Pesquisa e Desenvolvimento Energético - P&D foi criado pela Lei nº , de 24 de julho de 2000, que estabelece a obrigação das concessionárias e permissionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica de aplicarem anualmente o montante de, no mínimo, 0,75% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e, no mínimo, 0,25% em programas de eficiência energética no uso final, conforme disciplinam a Resolução ANEEL nº 271, de 19 de julho de 2000, e a Resolução Normativa ANEEL nº 316, de 13 de maio de A Lei nº /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. 74. O parágrafo único do art. 1º da Lei nº 9.991/2000, incluído pela Lei nº , de 09 de dezembro de 2009, estabelece a obrigação de recolhimento do adicional de 0,30% destinado ao ressarcimento de Estados e Municípios que tiverem eventual perda de receita decorrente da arrecadação de ICMS incidente sobre combustíveis fósseis utilizados para geração de energia elétrica nos Sistemas Isolados. Reserva Global de Reversão RGR 75. A Reserva Global de Reversão RGR, criada pelo Decreto n.º , de 26 de fevereiro de 1957, tem a finalidade de prover recursos para reversão, encampação, expansão e melhoria do serviço público de energia elétrica, para financiamento de fontes alternativas de energia elétrica, para estudos de inventário e viabilidade de aproveitamentos de potenciais hidráulicos e para desenvolvimento e implantação de programas e projetos destinados ao combate ao desperdício e uso eficiente da energia elétrica. 76. As quotas anuais da RGR, conforme estabelece a Resolução nº 023, de 5 de fevereiro de 1999, são definidas com base em 2,5% dos investimentos pro rata tempore efetuados pela concessionária em ativos vinculados à prestação do serviço de eletricidade, observado o limite de 3,0% da receita de cada concessionária. 77. O art. 8º da Lei n.º 9.648/1998, com redação dada pela Lei n.º , de 27 de junho de 2011, determina a extinção da RGR ao final do exercício 2035.

21 (Fls. 21 Nota Técnica n 323/2011-SRE/ANEEL, de 13/12/2011 Processo n / ) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema ONS 78. As Leis n 9.648/1998 e n /2004 e o Decreto n 5.081, 14 de maio de 2004, definem as regras de organização e os procedimentos necessários ao funcionamento do Operador Nacional do Sistema ONS. Tal assunto encontra-se disciplinado pelas Resoluções ANEEL n 351, de 11 de novembro de 1998, n 373, de 29 de dezembro de 1999, e Resolução Autorizativa nº 772, de 19 de dezembro de Com base no orçamento anual do ONS aprovado pela ANEEL, as distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades de coordenação e controle da geração e da transmissão de energia elétrica do SIN. 80. Os critérios da cobertura tarifária em DRP de cada encargo setorial estão detalhados na minuta do Submódulo 3.5 do PRORET. Entretanto, aqui se destacam os seguintes procedimentos: a) Cobertura Tarifária da CCC - A cobertura tarifária em DRP para a CCC corresponde ao produto do custo unitário da CCC-ISOL para o ano corrente, definido em Resolução específica da ANEEL, e o mercado de fornecimento apurado para o período de referência e observada a dedução do mercado associado aos consumidores integrantes da Subclasse Residencial de Baixa Renda. A apuração do mercado de fornecimento deve considerar a integralidade do mercado cativo e livre atendido pelo agente de distribuição deduzida eventual geração própria de consumidores livres com autoprodução ou produção independente de energia. CCC_DRP = CustoUnitárioCCC (MC + ML APCL MBR) (5) onde: CustoUnitárioCCC: Custo Unitário da CCC, em R$/MWh, definido em Resolução; MC: Mercado Cativo, em MWh, no período de referência; ML: Mercado Livre, em MWh, no período de referência; APCL: Geração própria de consumidores livres com autoprodução ou produção independente de energia, em MWh, no período de referência; e MBR: Mercado de Baixa Renda, em MWh, no período de referência. O procedimento proposto para a definição da cobertura tarifaria em DRP da CCC busca refletir a proposta de regulamentação da Lei nº /2009 e do Decreto nº 7.246/2010, em especial quanto a regra de concatenação das quotas anuais com a data de reajuste tarifário. Tal regulamentação consta da Resolução Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de 2011, que detalhou os procedimentos para rateio dos custos da CCC-ISOL entre os agentes quotistas, tendo como parâmetros principais o mercado de cada agente e o custo unitário da CCC-ISOL a ser definido anualmente com base no orçamento necessário a assegurar a cobertura das obrigações da conta. Proposta semelhante pretende-se implementar para a cobertura tarifária da CDE e PROINFA, no entanto, na minuta do PRORET foi mantida a regra de utilizar-se como cobertura tarifária a quota anual vigente definida em resolução da ANEEL. b) Cobertura Tarifária de ESS e ERR - A cobertura tarifária em DRP para os encargos ESS e ERR corresponde a previsão anual definida pela SRE, conjuntamente com a Superintendência de