Diário Oficial da União – 02/12/2022

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Diário Oficial da União – Seção 1 nº226 – 02.12.2022

Ministério de Minas e Energia
GABINETE DO MINISTRO
PORTARIA Nº 709/GM/MME, DE 30 DE NOVEMBRO DE 2022
O MINISTRO DE ESTADO DE MINAS E ENERGIA, no uso das atribuições que lhe confere o art. 87, parágrafo único, incisos II e IV, da Constituição, tendo em vista o disposto no
art. 21, §§ 4º e 5º, do Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, no art. 4º, § 1º, do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, e o que consta no Processo nº 48360.000051/2022-92,
resolve:
Art. 1º Aprovar a metodologia, os critérios, as premissas e as configurações que constam no Relatório “Revisão Ordinária de Garantia Física de Energia das Usinas Hidrelétricas
– UHEs Despachadas Centralizadamente no Sistema Interligado Nacional – SIN”, de 22 de novembro de 2022, atualizado pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE e pelo Ministério de Minas
e Energia.
Parágrafo único. O Relatório de que trata o caput estará disponível na Internet, no endereço eletrônico do Ministério de Minas e Energia – www.gov.br/mme.
Art. 2º Definir, na forma do Anexo à presente Portaria, os valores revistos de garantia física de energia das Usinas Hidrelétricas Despachadas Centralizadamente no SIN, cujo
cálculo encontra-se detalhado na Nota Técnica nº EPE-DEE-RE-059/2022-r2, de 22 de novembro de 2022, intitulada “Cálculo de Montante de Garantia Física de Energia – Revisão Ordinária
de Garantia Física de Energia das Usinas Hidrelétricas”.
§ 1º A Nota Técnica de que trata o caput estará disponível na Internet, no endereço eletrônico do Ministério de Minas e Energia – www.gov.br/mme.
§ 2º Os montantes de garantia física de energia das Usinas Hidrelétricas constantes no Anexo são determinados nas Barras de Saída dos Geradores.
§ 3º Os montantes de garantia física de energia revisados das Usinas Hidrelétricas constantes no Anexo são compostos:
I – da parcela de garantia física local efetivamente revista no âmbito da Revisão Ordinária de Garantia Física de Energia de 2022;
II – da parcela de garantia física resultante de revisões extraordinárias ocorridas nos últimos cinco anos, mantida inalterada;
III – da parcela referente ao Benefício Indireto quando cabível; e
IV – da parcela de garantia física de casa de força secundária não despachada centralizadamente associada à Usina, quando for o caso.
§ 4º A parcela de garantia física de energia resultante de revisões extraordinárias ocorridas nos últimos cinco anos, não revistas na presente Revisão Ordinária de Garantia Física
2022, poderão ser revistas na próxima Revisão Ordinária de Garantia Física de Energia das UHEs Despachadas Centralizadamente no SIN.
§ 5º Para efeitos de comercialização de energia elétrica, o Consumo Interno das Usinas Hidrelétricas e as perdas na Rede Elétrica deverão ser abatidos dos montantes de garantia
física de energia definidos nesta Portaria, observando as Regras de Comercialização de Energia Elétrica vigentes.
§ 6º Os valores de garantia física de energia revista constantes do Anexo não incluem acréscimos decorrentes de modernizações avaliadas em processos de Revisões
Extraordinárias das Usinas Hidrelétricas denominadas UHE Jupiá, UHE Quebra-Queixo e UHE Salto Osório, já publicados em Portarias deste Ministério de Minas e Energia, porém ainda não
vigentes.
Art. 3º Estabelecer que os montantes de garantia física de energia definidos no Anexo serão válidos a partir de 1º de janeiro de 2023.
Art. 4º Definir que os atuais valores de garantia física de energia das Usinas Hidrelétricas Despachadas Centralizadamente no SIN, que não constam no Anexo, permanecem
válidos, conforme suas respectivas Portarias de definição ou de revisão.
Art. 5º Para todos os efeitos, os montantes de garantia física de energia definidos nesta Portaria poderão ser revisados com base na legislação vigente.
Art. 6º Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.
ADOLFO SACHSIDA
ANEXO
REVISÃO ORDINÁRIA DE GARANTIA FÍSICA DE ENERGIA DAS UHES DESPACHADAS CENTRALIZADAMENTE – ROGF 2022
. Código Único de Empreendimento de Geração (CEG) – ANEEL Usina Hidrelétrica (UHE) TEIF (%) IP (%) ROGF de 2022
Garantia Física de Energia Revista (MWmédios)
. UHE.PH.RS.000012-4.01 14 de Julho 1,052 3,641 45,2
. UHE.PH.SP.001285-8.01 A.A. Laydner (Jurumirim) 1,844 3,641 42,5
. UHE.PH.MG.000041-8.01 Água Vermelha 2,681 3,478 694,5
UHE.PH.MG.000042-6.01 Aimorés 1,591 3,707 172,9
. UHE.PH.SP.001328-5.01 Armando Salles de Oliveira 1,684 3,796 14,3
. UHE.PH.MG.029453-5.01 Baguari 1,844 3,641 81,9
. UHE.PH.AM.000190-2.01 Balbina 1,844 3,641 125,7
. UHE.PH.SP.000203-8.01 Bariri (A.S. Lima) 0,316 6,334 59,6
. UHE.PH.SP.000208-9.01 Barra Bonita 1,844 3,641 46,7
. U H E . P H . G O. 0 2 8 7 5 7 – 1 . 0 1 Barra dos Coqueiros 1,844 3,641 54,6
. UHE.PH.RS.027556-5.01 Barra Grande 0,370 3,072 356,0
. UHE.PH.MG.029454-3.01 Batalha (Paulista) 5,154 4,722 47,0
. UHE.PH.AP.031186-3.01 Cachoeira Caldeirão 4,278 8,511 123,3
. U H E . P H . G O. 0 0 0 5 2 8 – 2 . 0 1 Cachoeira Dourada 1,658 3,695 374,6
. UHE.PH.SP.000588-6.01 Caconde 1,844 3,641 32,5
. U H E . P H . G O. 0 2 8 7 5 6 – 3 . 0 1 Caçu 1,844 3,641 38,8
. UHE.PH.MG.000608-4.01 Camargos 1,684 3,796 21,6
. UHE.PH.SC.027401-1.01 Campos Novos 0,077 2,925 382,2
. U H E . P H . G O. 0 0 0 6 3 0 – 0 . 0 1 Cana Brava 1,591 3,707 247,8
. UHE.PH.MG.000641-6.01 Candonga (Risoleta Neves) 1,844 3,641 62,1
. UHE.PH.SP.000647-5.01 Canoas I 1,684 3,796 51,5
. UHE.PH.SP.027092-0.01 Canoas II 1,684 3,796 43,4
. UHE.PH.MG.027483-6.01 Capim Branco I (Amador Aguiar I) 1,591 3,707 146,7
. UHE.PH.MG.027484-4.01 Capim Branco II (Amador Aguiar II) 1,591 3,707 125,2
. UHE.PH.SP.000657-2.01 Capivara 1,591 3,707 328,6
. UHE.PH.RS.000718-8.01 Castro Alves 0,052 2,950 59,8
. UHE.PH.SP.000764-1.01 Chavantes 1,591 3,707 168,9
. U H E . P H . G O. 0 2 8 3 5 2 – 5 . 0 1 Corumbá III 1,844 3,641 47,0
. U H E . P H . G O. 0 2 7 7 9 5 – 9 . 0 1 Corumbá IV 0,987 2,382 72,0
. UHE.PH.MT.029597-3.01 Dardanelos 1,826 3,658 147,2
. UHE.PH.RS.027012-1.01 Dona Francisca 0,503 2,964 72,5
. UHE.PH.MG.027115-2.01 Emborcação 2,681 3,478 474,8
. U H E . P H . G O. 0 0 0 9 0 8 – 3 . 0 1 Espora 3,205 1,732 21,4
. UHE.PH.MA .028863-2.01 Estreito 1,591 3,707 609,1
. UHE.PH.SP.000923-7.01 Euclides da Cunha 1,684 3,796 47,1
. UHE.PH.AP.030385-2.01 Ferreira Gomes 5,193 4,086 145,5
. U H E . P H . R J. 0 0 0 9 7 3 – 3 . 0 1 Fontes Nova 4,513 6,909 93,9
. UHE.PH.RS.028354-1.01 Foz do Chapecó 0,178 3,328 408,9
. U H E . P H . G O. 0 2 9 4 5 5 – 1 . 0 1 Foz do Rio Claro 1,844 3,574 37,1
. UHE.PH.PR.028360-6.01 Fundão 2,291 7,537 62,1
. UHE.PH.MG.001006-5.01 Funil (MG) 1,591 3,707 80,4
. UHE.PH.SC.030415-8.01 Garibaldi 1,591 3,707 84,9
. UHE.PH.PR.000984-9.01 Gov Bento Munhoz Neto (Foz do
Areia)
2,681 3,478 575,3
. UHE.PH.PR.001042-1.01 Gov Pedro V.P. de Souza 2,019 3,456 103,6
. UHE.PH.MT.001066-9.01 Guaporé 2,179 2,690 54,4
. UHE.PH.MG.001079-0.01 Guilman Amorim 8,161 5,300 65,0
. UHE.PH.SP.001084-7.01 Henry Borden 6,609 3,185 115,4
. UHE.PH.SP.001097-9.01 Ibitinga 0,231 5,977 66,8
. UHE.PH.SP.001098-7.01 Igarapava 1,844 3,641 127,5
. U H E . P H . R J. 0 0 1 1 1 3 – 4 . 0 1 Ilha dos Pombos 0,836 5,918 103,9
. UHE.PH.SP.001120-7.01 Ilha Solteira 1,591 3,707 1.645,0
. UHE.PH.MG.001146-0.01 Irapé 1,591 3,707 197,9
. UHE.PH.RS.001152-5.01 Itá 0,360 3,382 704,5
. UHE.PH.PR.001161-4.01 Itaipu 4,018 2,783 7.750,8
. UHE.PH.BA .001175-4.01 Itapebi 1,591 3,707 202,1
. UHE.PH.MT.027244-2.01 Itiquira I 2,139 4,058 40,8
. UHE.PH.MT.027244-2.01 Itiquira II 3,960 4,012 65,6
. UHE.PH.MG.001197-5.01 Itutinga 1,108 6,673 26,6
. UHE.PH.SP.001225-4.01 Jaguara 5,116 15,090 324,0
. UHE.PH.SP.027131-4.01 Jaguari 3,441 2,670 12,7
. UHE.PH.MT.001245-9.01 Jauru 1,351 2,846 74,4
. U H E . P H . R O. 0 2 9 7 3 6 – 4 . 0 1 Jirau 1,591 3,707 2.101,5
. UHE.PH.SP.001282-3.01 Jupiá 3,190 5,923 844,9
. U H E . P H . T O. 0 0 1 3 0 4 – 8 . 0 1 Lajeado (Luís Eduardo Magalhães) 1,591 3,707 479,9
. UHE.PH.SC.001356-0.01 Machadinho 2,681 3,478 519,8
. UHE.PH.MT.001401-0.01 Manso 1,844 3,641 83,5
. U H E . P H . ES . 0 0 1 4 3 2 – 0 . 0 1 Mascarenhas 5,574 3,917 128,1
. UHE.PH.PR.029598-1.01 Mauá 1,591 3,707 188,5
. UHE.PH.MG.001469-9.01 Miranda 1,591 3,707 188,3
. UHE.PH.RS.028562-5.01 Monjolinho (Alzir S. Antunes) 1,844 3,641 39,7
. UHE.PH.RS.027968-4.01 Monte Claro 0,512 4,751 53,3
. U H E . P H . R J. 0 0 1 5 3 6 – 9 . 0 1 Nilo Peçanha 3,134 3,269 321,1
. UHE.PH.SP.001552-0.01 Nova Avanhandava 1,591 3,707 125,5
. UHE.PH.MG.001574-1.01 Nova Ponte 1,591 3,707 256,6
. UHE.PH.SP.027872-6.01 Ourinhos 1,025 8,682 22,4
. UHE.PH.SP.027122-5.01 Paraibuna 1,844 3,641 45,2
. UHE.PH.RS.002001-0.01 Passo Fundo 2,950 4,403 107,5
. UHE.PH.RS.029456-0.01 Passo São João 1,844 3,641 39,1
. UHE.PH.BA .028565-0.01 Pedra do Cavalo 1,112 5,503 60,0
. U H E . P H . T O. 0 2 8 3 5 3 – 3 . 0 1 Peixe Angical 1,591 3,707 266,6
. U H E . P H . R J. 0 0 2 0 4 3 – 5 . 0 1 Pereira Passos 0,927 2,878 46,1
. UHE.PH.MG.002053-2.01 Picada 1,684 3,796 29,6
. UHE.PH.SP.002077-0.01 Pirajú 0,522 4,533 38,4
. UHE.PH.MT.002103-2.01 Ponte de Pedra 1,844 3,641 127,6
. UHE.PH.MG.027196-9.01 Porto Estrela 1,844 3,641 58,8
. UHE.PH.SP.002158-0.01 Promissão 1,591 3,707 93,9
. UHE.PH.SC.002167-9.01 Quebra Queixo 1,484 3,217 55,0
. UHE.PH.MG.002176-8.01 Queimado 4,140 2,087 64,6
. UHE.PH.MG.029457-8.01 Retiro Baixo 8,847 0,529 34,8
. U H E . P H . R O. 0 2 7 4 4 8 – 8 . 0 1 Rondon II 1,526 2,983 39,2
. U H E . P H . ES . 0 0 2 5 5 3 – 4 . 0 1 Rosal 14,432 1,144 27,7
. UHE.PH.SP.002555-0.01 Rosana 1,591 3,707 173,6
. UHE.PH.MG.002563-1.01 Sá Carvalho 1,746 3,736 54,4
. U H E . P H . G O. 0 2 8 7 5 8 – 0 . 0 1 Salto 1,844 3,641 63,2
. UHE.PH.PR.002591-7.01 Salto Caxias (Gov José Richa) 2,681 3,478 575,4
. U H E . P H . G O. 0 2 8 7 6 0 – 1 . 0 1 Salto do Rio Verdinho 0,753 3,793 56,8
. UHE.PH.MG.027210-8.01 Salto Grande 1,684 3,796 73,8
. UHE.PH.SP.002648-4.01 Salto Grande (L.N. Garcez) 1,684 3,796 49,7
. UHE.PH.PR.002659-0.01 Salto Osório 0,089 7,458 477,5
. UHE.PH.SC.028564-1.01 Salto Pilão 0,270 4,980 108,4
. UHE.PH.PR.002672-7.01 Salto Santiago 0,554 2,958 702,2
. U H E . P H . R O. 0 0 2 6 8 7 – 5 . 0 1 Samuel 1,844 3,641 88,1
. UHE.PH.SP.002696-4.01 Santa Branca (SP) 1,475 2,507 28,9
. UHE.PH.MG.002699-9.01 Santa Clara (MG) 1,684 3,796 26,6
. UHE.PH.PR.028361-4.01 Santa Clara (PR) 1,591 3,707 66,0
. U H E . P H . R O. 0 2 9 7 0 7 – 0 . 0 1 Santo Antônio 1,591 3,707 2.313,3
. UHE.PH.AP.026792-9.01 Santo Antônio do Jari 4,667 7,202 211,3
. UHE.PH.RS.029459-4.01 São José 1,620 3,796 28,9
U H E . P H . T O. 0 2 8 5 6 7 – 6 . 0 1 São Salvador 2,101 3,562 140,8
. U H E . P H . G O. 0 0 2 7 0 4 – 9 . 0 1 São Simão 1,570 6,284 1.151,5
. UHE.PH.PR.002715-4.01 Segredo 2,681 3,478 558,3
. U H E . P H . G O. 0 0 2 7 3 1 – 6 . 0 1 Serra da Mesa 2,681 3,478 605,7
. U H E . P H . G O. 0 2 8 3 5 5 – 0 . 0 1 Serra do Facão 1,591 3,707 174,4
. UHE.PH.MG.029458-6.01 Simplício 1,591 3,707 182,6
. UHE.PH.MG.002757-0.01 Sobragi 0,414 4,104 36,7
. UHE.PH.SP.002821-5.01 Taquaruçu 1,591 3,707 195,4
. UHE.PH.PA .030557-0.01 Teles Pires 0,710 3,478 964,2
. UHE.PH.SP.002873-8.01 Três Irmãos 1,159 3,788 206,7
. UHE.PH.MG.027113-6.01 Três Marias 0,529 5,464 227,1
. UHE.PH.SP.003045-7.01 Volta Grande 6,118 3,577 219,1
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 3.145, DE 29 DE NOVEMBRO DE 2022
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA -ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº 48500.003267/2020-04. Interessados: Energisa Mato Grosso – EMT,
CNPJ nº 03.467.321/0001-99; Energisa Tocantins – ETO, CNPJ nº 25.086.034/0001-71;
Energisa Rondônia – ERRO, CNPJ nº 05.914.650/0001-66 e Agentes do Setor Elétrico
Nacional. Objeto: Alterar as metas do Programa Mais Luz para a Amazônia estabelecidas
pela Resolução Homologatória nº 2.891, de 29 de junho de 2021. A íntegra desta
Resolução consta nos autos e estará disponível no endereço eletrônico
http://biblioteca.aneel.gov.br.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 3.146, DE 29 DE NOVEMBRO DE 2022
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº: 48500.004954/2021-10. Interessados: Equatorial Piauí
Distribuidora de Energia S.A. – Equatorial PI (CNPJ nº 06.840.748/0001-89), Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, Arteon Z2 Energia S.A. – Z2, São Pedro
Transmissora de Energia S.A. – São Pedro, Serra de Ibiapaba de Energia – SITE, Simões
Transmissora de Energia S.A. – Simões, Companhia Hidroelétrica do São Francisco – Chesf,
Centrais Elétricas do Norte do Brasil -Eletronorte, concessionárias e permissionárias de
distribuição, consumidores, usuários e agentes do Setor. Objeto: Homologa o resultado do
Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Equatorial Piauí Distribuidora de Energia S.A. –
Equatorial PI, a vigorar a partir de 2 de dezembro de 2022, e dá outras providências. A
íntegra desta Resolução e de seus anexos estão juntados aos autos e disponíveis no
endereço eletrônico https://biblioteca.aneel.gov.br/.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 13.178, DE 22 DE NOVEMBRO DE 2022
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº 48500.001837/2014-75. Interessado: Kairós Wind Holding S.A.,
CNPJ/MF nº 10.690.234/0001-61. Objeto: alterar as características técnicas e a
denominação da EOL Mutamba VII para EOL Kairós Wind 9, cadastrada sob o Código Único
de Empreendimentos de Geração – CEG EOL.CV.CE.032486-8.01. A íntegra desta Resolução
e seu anexo consta dos autos e estará disponível em biblioteca.aneel.gov.br.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 13.183, DE 22 DE NOVEMBRO DE 2022
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº 48500.005969/2022-86. Interessado: Sol Energia Master
Participações S.A. Objeto: Declarar de Utilidade Pública, para instituição de servidão
administrativa, em favor da Sol Energia Master Participações S.A., a área de terra
necessária à passagem da Linha de Transmissão 500 kV UFV Solidão – SE Janaúba 3,
localizada no município de Janaúba, estado de Minas Gerais. A íntegra desta Resolução e
seu anexo consta nos autos e estará disponível no endereço eletrônico
biblioteca.aneel.gov.br.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.048, DE 22 DE NOVEMBRO DE 2022
Altera os Procedimentos de Regulação Tarifária –
PRORET para contemplar a regulação da Lei n.
14.299 de 2022.
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 na Lei 9.427 de 26 de dezembro de 1996, na Lei n. 10.438
de 26 de abril de 2002, na Lei 14.299, de 5 de janeiro de 2022, no Decreto m. 9.022
de 31 de março de 2017 e o que consta no Processo 48500.000184/2022-17,
resolve:
Art. 1º Esta Resolução Normativa dispõe sobre a regulação da Lei nº 14.299
de 2022.
Art. 2º Aprovar as versões dos Submódulos dos Procedimentos de Regulação
Tarifária – PRORET:
I – Submódulo 5.2, versão 1.2;
II – Submódulo 7.1, versão 2.7; e
III – Submódulo 7.3, versão 2.5.
Art. 3º Alterar os Quadros I e II do Anexo I da Resolução Normativa n
1.003, de 1º de fevereiro de 2022, incluindo a vigência das novas versões dos
Submódulos do PRORET.
Art. 4º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
ANEXO XXXIX
Módulo 5: Encargos Setoriais
Submódulo 5.2
CONTA DE DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO – CDE
Versão 1.2
1. OBJETIVO
1. Estabelecer os procedimentos regulatórios referentes à Conta de
Desenvolvimento Energético – CDE, fundo setorial regido pela Lei nº 10.438, de 26 de
abril de 2002, pela Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, pelo Decreto nº 7.891, de
23 de janeiro de 2013 e pelo Decreto nº 9.022, de 31 de março de 2017.
2. ABRANGÊNCIA
2. Este Submódulo aplica-se aos seguintes procedimentos da CDE:
Elaboração do Orçamento Anual;
Fixação das quotas anuais pagas por todos os agentes que atendem
consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas
de transmissão e distribuição;
Definição dos repasses de recursos para custeio de benefícios tarifários
incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários dos serviços de distribuição e
transmissão de energia elétrica;
Gestão econômica e financeira; e
Divulgação de informações.
3. A CONTA DE DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO – CDE
3.1. FONTES DE RECURSOS
3.1.1. PAGAMENTOS DE UBP
3. Os pagamentos anuais realizados pelas concessionárias a título de Uso de
Bem Público – UBP, de que trata a Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, são fontes
de recursos da CDE.
4. A estimativa de arrecadação de UBP, para fins de aprovação do
orçamento anual, é feita por meio de previsão da Superintendência de Concessões e
Autorizações de Geração – SCG, com base nos contratos de concessão, a ser
encaminhada à Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, até 10 de setembro de
cada ano.
3.1.2. MULTAS DA ANEEL
5. Os pagamentos de multas aplicadas pela ANEEL, nos termos do art. 3º
da Lei 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e da Resolução Normativa nº 846, de 11
de junho de 2019, ou o quer vier a sucedê-la, são fontes de recursos da CDE.
6. A estimativa de arrecadação de multas, para fins de aprovação do
orçamento anual, é feita pela SGT, considerando a média dos valores de multas
recolhidas nos últimos três anos. A Superintendência de Administração e Finanças – SAF
deverá encaminhar essas informações à SGT até 10 de setembro de cada ano.
3.1.3. QUOTAS ANUAIS
7. Os pagamentos de quotas anuais da CDE efetuados pelos agentes que
atendem consumidores finais, cativos e livres, mediante a cobrança das tarifas de uso
dos sistemas de distribuição e transmissão de energia.
8. O montante total a ser arrecadado em quotas anuais da CDE
corresponderá à diferença entre as necessidades de recursos e as demais fontes do
orçamento anual.
3.1.4. RECURSOS DA UNIÃO
9. É fonte de recursos da CDE, a transferência de recursos do Orçamento
Geral da União – OGU, sujeita à disponibilidade orçamentária e financeira, incluindo:
os créditos que a União e a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRAS
detêm contra a Itaipu Binacional, conforme o art. 17 e art. 18 da Lei nº 12.783, de
11 de janeiro de 2013, observado o limite do art. 16 da Lei nº 12.865, de 9 de
outubro de 2013; e
o pagamento da bonificação pela outorga de que trata o §7º do art. 8º da
Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, observado o limite de R$ 3.500.000.000,00
(três bilhões e quinhentos milhões de reais).
10. Os recursos da União a serem considerados para aprovação do
orçamento anual serão aqueles publicados, por meio de ato do Ministro de Minas e
Energia, ouvido o Ministério da Fazenda, até 15 de setembro de cada ano.
11. Os pagamentos da bonificação pela outorga serão destinados
exclusivamente para a finalidade determinada no inciso IX do art. 13 da Lei nº 10.438,
de 26 de abril de 2002.
3.1.5. RECURSOS DA RGR
12. O Poder concedente define a destinação específica dos recursos da
Reserva Global de Reversão – RGR, nos termos da Lei nº 5.655, de 20 de maio de
1971, com a redação alterada pela Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016,
regulamentada pelo Decreto nº 9.022, de 31 de março 2017, para as seguintes
finalidades:
a reversão, a encampação, a expansão e a melhoria dos serviços públicos
energia elétrica;
o custeio de estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema
energético, e os de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos
potenciais hidroelétricos;
os empréstimos destinados ao custeio ou investimento a serem realizados
por empresa controlada direta ou indiretamente pela União, que tenha sido designada
para a prestação de serviço nos termos do § 1º, ou por empresa autorizada conforme
§ 7º, ambos do art. 9º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; e
a CDE.
13. Ao final de cada ano civil, o saldo da Reserva Global de Reversão – RGR,
correspondente à diferença entre as receitas do fundo (que inclui quotas pagas pelos
agentes, reposição de empréstimos concedidos, amortização e juros de reversão,
rendimentos financeiros de seus recursos, juros de mora e multas por atraso de
pagamentos ao fundo, dentre outros) e as suas destinações, deve ser transferido à
CDE, preservados os recursos necessários para o atendimento da finalidade prevista na
alínea “c” do parágrafo 12 deste Submódulo.
14. Para aprovação do orçamento da CDE, a previsão de arrecadação de
quotas da RGR a serem pagas pelos agentes de geração e transmissão de energia, os
montantes e o cronograma de desembolso dos empréstimos destinados às
distribuidoras designadas para a prestação do serviço e o saldo do fundo de reversão,
serão informados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF à
SGT até 10 de setembro de cada ano.
15. A ELETROBRAS deverá informar à CCEE, até 10 de setembro de cada
ano, a previsão de reposição de financiamentos concedidos pela RGR.
16. A CCEE encaminhará à ANEEL, até 15 de outubro de cada ano, o
orçamento consolidado da RGR, com a previsão total de gastos e receitas do
fundo.
17. Após Audiência Pública e análise da SFF, o orçamento da RGR será
aprovado pela ANEEL, em conjunto com o orçamento da CDE.
3.1.6. APORTE ELETROBRAS – Lei 14.182/2021 – Art 4º, I
18. Conforme definido pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE)
por meio da Resolução CNPE nº 15, de 31 de agosto de 2021, estão previstos aportes
anuais à CDE a serem realizados pela Eletrobrás após sua desestatização.
19. O aporte inicial corresponde a R$ 5 bilhões, com data-base de janeiro
de 2022, e deve ocorrer em até 30 dias após a assinatura dos novos contratos de
concessão das usinas sob gestão da Eletrobrás e suas subsidiárias. Nos 25 anos
subsequentes, de 2023 a 2047, o aporte deve ocorrer até o dia 20 do mês de abril
de cada ano, cujos valores estão definidos no quadro a seguir, todos na data-base de
janeiro de 2022. Para efetivo recolhimento ao fundo setorial, os valores deverão ser
atualizados pelo IPCA, ou índice que venha a substituí-lo.
Data Parcelas Aporte à CDE
. 2022 – Aporte Inicial 1 R$ 5.000.000.000,00
. 2023 1 R$ 574.628.536,39
. 2024 1 R$ 1.149.257.072,78
. 2025 1 R$ 1.723.885.609,17
. 2026 1 R$ 2.298.514.145,57
. 2027-2047 21 R$ 2.873.142.681,96
. Total 26 R$ 71.082.281.685,07
3.1.7. OUTROS
20. Também são fontes de recursos da CDE, os saldos dos exercícios
anteriores, os juros de mora e multas aplicados nos pagamentos em atraso à CDE e
à RGR e os rendimentos auferidos com o investimento financeiro de seus recursos,
entre outros.
21. Adicionalmente, serão considerados como fonte de recursos da CDE, os
recursos destinados pela Eletrobrás que até o ano de 2037 não estejam
comprometidos com projetos contratados ou aprovados relacionados aos Programas
de:
Revitalização dos recursos hídricos das bacias dos rios São Francisco e Rio
Parnaíba (Lei 14.182, art 6º)
redução estrutural de custos de geração de energia na Amazônia Legal e de
navegabilidade do Rio Madeira e do Rio Tocantins (Lei 14.182/2021, art. 7º); e
revitalização dos recursos hídricos das bacias hidrográficas na área de
influência dos reservatórios das usinas hidrelétricas de Furnas (Lei 14.182/2021, art.
8º).
3.2. DESTINAÇÃO DOS RECURSOS
3.2.1. UNIVERSALIZAÇÃO
22. A CDE busca promover a universalização do serviço de energia elétrica
em todo o território nacional, nos termos do art. 14 da Lei nº 10.438, de 26 de abril
de 2002, do Decreto nº 7.520, de 8 de julho de 2011, e da regulamentação da
ANEEL.
23. As previsões de gastos da CDE referentes ao “Programa Luz para Todos”
– PLpT a serem consideradas para aprovação do orçamento anual serão aquelas
publicadas, por meio de ato do Ministro de Minas e Energia, até 15 de setembro de
cada ano, após consulta pública.
3.2.2. TARIFA SOCIAL DE ENERGIA ELÉTRICA – TSEE
24. Dentre as finalidades da CDE está a subvenção econômica destinada à
modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais
integrantes da Subclasse Residencial Baixa Renda, de que tratam a Lei nº 12.212, de
20 de janeiro de 2010, conforme o Decreto nº 7.583, de 13 de outubro de 2011, e
a regulamentação da ANEEL.
25. A estimativa de repasses da CDE para a subvenção à TSEE, para fins de
aprovação do orçamento anual da CDE, será feita pela ANEEL a partir de informações
referentes aos benefícios tarifários médios concedidos nos últimos anos, à projeção de
crescimento da carga divulgada pelo Operador Nacional do Sistema – ONS e à projeção
do IPCA divulgada pelo BACEN, e encaminhadas anualmente à CCEE até 15 de
setembro de cada ano.
3.2.3. CONTA DE CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS – CCC
26. A CDE busca prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo
de Combustíveis – CCC, os termos da Lei nº 12.111, 9 de dezembro de 2009, do
Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010, e da regulamentação da ANEEL.
27. O ONS encaminhará à CCEE, até 15 de setembro de cada ano, o
planejamento da operação dos sistemas isolados, com indicação das quantidades
eficientes previstas de combustíveis e de geração de todas as fontes disponíveis, além
da importação de energia, para fins de consolidação do Plano Anual de Custos – PAC
da CCC, por parte da CCEE.
28. A SGT publicará, até 05 de outubro de cada ano, por meio de Despacho,
o custo médio da potência e energia comercializadas no Ambiente de Contratação
Regulada do Sistema Interligado Nacional – SIN (ACR médio), os fatores de corte de
perdas regulatórias (fc).
29. A CCEE encaminhará à ANEEL, até 15 de outubro de cada ano, o PAC
da CCC.
30. Para fins de aprovação do orçamento da CDE, deverá ser levado em
consideração os limites de reembolso previstos na Resolução Normativa nº
801/2017.
31. Após Audiência Pública e análise da SRG, o Plano Anual de Custos – PAC
da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC será considerado no processo de
aprovação anual do orçamento da CDE.
3.2.4. CARVÃO MINERAL
32. A CDE busca promover a competitividade de energia produzida a partir
da fonte carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,
destinando-se à cobertura do custo de combustível de empreendimentos termelétricos
em operação até 6 de fevereiro de 1998, e de usinas enquadradas no §2º do art.11
da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998.
33. A cobertura do carvão mineral ocorrerá para usinas termelétricas a
carvão mineral nacional, situadas nas regiões abrangidas pelos sistemas elétricos
interligados, que participam da otimização dos referidos sistemas e que mantenham, a
partir de 1º de janeiro de 2004, a obrigatoriedade de compra mínima de combustível
estipulada nos contratos vigentes em 29 de abril de 2002.
34. A CCEE encaminhará à ANEEL, até 15 de outubro de cada ano, a
previsão de gastos com a subvenção do carvão mineral para aprovação do orçamento
da CDE, considerando o estoque de carvão mineral custeado pela CDE e não
consumido no ano anterior e o estoque estratégico do combustível, conforme
Resolução Normativa n° 801/2017.
35. Para fins de aprovação do orçamento da CDE, deverá ser levado em
consideração os limites de reembolso previstos na Resolução Normativa 801/2017, ou
o quer vier a sucedê-la.
36. Após Audiência Pública e análise da SRG, o Plano Anual de Custos da
Subconta Carvão Mineral – PACcarvão será considerado no processo de aprovação
anual do orçamento da CDE.
3.2.5. COMPETITIVIDADE DE ENERGIA PRODUZIDA A PARTIR DE
DETERMINADAS FONTES
37. A CDE busca promover a competitividade da energia produzida a partir
de fontes eólica, termossolar e fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa
e outras fontes renováveis, na forma estabelecida em ato do Ministro de Minas e
Energia.
38. As previsões de gastos da CDE referentes a essas rubricas a serem
consideradas para aprovação do orçamento anual da CDE serão aquelas publicadas, por
meio de ato do Ministro de Minas e Energia, até 15 de setembro de cada ano, após
consulta pública.
39. O custeio dessas finalidades ocorrerá com recursos destinados à CDE
exclusivamente para esses fins.
3.2.6. BENEFÍCIOS TARIFÁRIOS NA DISTRIBUIÇÃO
40. Os recursos da CDE também visam custear benefícios nas tarifas de uso
dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica, de que trata o
artigo 1º do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013.
41. Os benefícios custeados pela CDE são destinados aos seguintes usuários
do serviço de distribuição, nos termos da regulamentação da ANEEL:
gerador e consumidor de fonte incentivada;
atividade de irrigação e aquicultura em horário especial;
agente de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano;
serviço público de água, esgoto e saneamento;
classe rural;
subclasse cooperativa de eletrificação rural; e
subclasse serviço público de irrigação.
42. As previsões de gastos da CDE com benefícios tarifários na distribuição,
a serem consideradas para aprovação do orçamento anual da CDE serão feitas pela
ANEEL, a partir de informações referentes aos benefícios tarifários médios concedidos
nos últimos anos, à projeção de crescimento da carga divulgada pelo ONS e à projeção
do IPCA divulgada pelo BACEN, e encaminhadas anualmente à CCEE até 15 de
setembro de cada ano.
3.2.7. BENEFÍCIOS TARIFÁRIOS NA TRANSMISSÃO
43. Os recursos da CDE também se destinam a custear benefícios aplicados
nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão – TUSTs concedidos aos
geradores e consumidores de fonte incentivada, de que trata a Resolução Normativa
nº 77, de 18 de agosto de 2004, ou o quer vier a sucedê-la.
44. Os benefícios tarifários apurados nos últimos 12 meses e a previsão da
alíquota de PIS/Cofins a ser considerado no reembolso da CDE, por transmissora, para
o ano civil subsequente serão encaminhados pelo ONS à SGT até o dia 30 de agosto
de cada ano.
45. As previsões de gastos da CDE com benefícios tarifários na transmissão
serão feitas pela SGT, a partir das TUSTs vigentes, da previsão das TUSTs a serem
homologadas com vigência a partir de julho do próximo ano, dos montantes de uso
contratados para o próximo ano e da previsão da alíquota de PIS/Cofins por
transmissora.
46. A estimativa do orçamento associado aos benefícios tarifários na
transmissão será encaminhada pela SGT à CCEE até 15 de setembro de cada ano,
incluindo a estimativa de tributos competentes.
3.2.8.RECURSOS PARA A MODICIDADE TARIFÁRIA – DESESTATIZAÇÃO
ELETROBRAS
47. A destinação de recursos para a modicidade tarifária vincula-se
diretamente aos aportes anuais a serem realizados pela Eletrobrás à CDE em
atendimento ao disposto no inciso I, artigo 4º da Lei nº 14.182/2022. Tais recursos se
destinam exclusivamente às distribuidoras de energia elétrica para fins da modicidade
tarifária no Ambiente de Contratação Regulada (ACR).
3.2.9. CUSTOS OPERACIONAIS, ADMINISTRATIVOS, FINANCEIROS E
TRIBUTÁRIOS (CAFT) DA CCEE
48. Os valores relativos à gestão e à movimentação da CDE, da CCC e da
RGR pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, incluídos os custos
administrativos, os custos financeiros e os tributos, são custeados pelos recursos da
CDE.
49. Esses valores não podem exceder a 0,2% (dois décimos por cento) do
orçamento anual da CDE, sendo excluídos desse limite os encargos tributários.
50. A CCEE apresentará a previsão de CAFTs relativos à administração e à
movimentação da CDE, da CCC e da RGR para o próximo ano no orçamento
consolidado que encaminhará à ANEEL até 15 de outubro de cada ano.
51. Após Audiência Pública e análise da SFF, os CAFTs da CDE, da CCC e da
RGR serão considerados em conjunto no processo de aprovação anual do orçamento
da CDE.
3.2.10. PROGRAMA DE DESENVOLVIMENTO E QUALIFICAÇÃO DE MÃO DE
OBRA TÉCNICA
52. Os recursos da CDE poderão ser destinados a Programas de
Desenvolvimento e Qualificação de Mão de Obra Técnica, no segmento de instalação
de equipamentos de energia fotovoltaica, conforme regulamentação pelo poder
concedente.
53. As previsões de dispêndios da CDE referentes a esses programas a
serem consideradas para aprovação do orçamento anual serão aquelas publicadas, por
meio de ato do Ministro de Minas e Energia, até 15 de setembro de cada ano, após
consulta pública.
54. O custeio dessas finalidades ocorrerá com recursos destinados à CDE
exclusivamente para esses fins.
3.2.11. SUBVENÇÃO PARA COOPERATIVAS DE ELETRIFICAÇÃO RURAL
55. A subvenção para cooperativas de eletrificação rural refere-se à
compensação do impacto tarifário decorrente da reduzida densidade de carga do
mercado de cooperativas de eletrificação rural, concessionárias ou permissionárias, em
relação à principal distribuidora, de que trata os parágrafos § 2º ao § 7º do art. 3º
da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996.
56. A subvenção para cooperativas de eletrificação rural será homologada
no processo de revisão tarifária periódica da principal supridora, de acordo com o
Submódulo 8.5 do PRORET.
57. As previsões de subvenção para cooperativas de cooperativas de
eletrificação rural serão feitas pela SGT, a partir dos valores homologados no último
ano, e serão encaminhadas à CCEE até 15 de setembro de cada ano.
3.2.12.SUBVENÇÃO PARA CONCESSIONÁRIAS COM MERCADO PRÓPRIO
ANUAL INFERIOR A 350 GWh
58. A subvenção para as concessionárias com mercado próprio anual inferior
a 350 GWh refere-se à modicidade tarifária relativa a consumidores atendidos por
essas concessionárias, de modo que as tarifas aplicáveis não poderão ser superiores às
tarifas da concessionária de área adjacente com mercado próprio anual superior a 700
GWh, na mesma unidade federativa, de que trata o Art. 2º da Lei nº 14.299, de 5 de
janeiro de 2022.
59. A subvenção para as concessionárias com mercado próprio anual inferior
a 350 GWh será homologada no processo tarifário anual da concessionária afetada.
60. As previsões de subvenção para concessionárias com mercado próprio
anual inferior a 350 GWh serão feitas pela SGT, a partir dos valores homologados no
último ano, e serão encaminhadas à CCEE até 15 de setembro de cada ano.
3.2.13. RESERVA TÉCNICA
61. A reserva técnica é destinada a garantir os compromissos assumidos
pela CDE, não podendo ultrapassar 5% do valor do orçamento anual da CDE.
62. A reserva técnica pode ser utilizada para cobrir as diferenças entre os
fluxos de receitas e despesas mensais e as frustações de caixa, a exemplo de
inadimplências e/ou ações judiciais.
63. Para fins de aprovação do orçamento da CDE, da CCC e da RGR, a CCEE
encaminhará à ANEEL, até 15 de outubro de cada ano, o orçamento consolidado da
ANEEL, incluindo o valor da reserva técnica, para a aprovação da ANEEL.
3.2.14. OUTROS
64. A CDE provê ainda recursos para a instalação do ramal de conexão, do
kit de instalação interna e do padrão de entrada sem o medidor para domicílios rurais
com ligações monofásicas ou bifásicas, destinadas a famílias de baixa renda não
atendidas pelo PLpT, conforme disposição do art. 3º do Decreto nº 7.520, de 8 de
julho de 2011, e Resolução Normativa nº 488, de 15 de maio de 2012, ou o quer vier
a sucedê-la.
65. A estimativa de repasses da CDE para os dispêndios descritos no
parágrafo anterior, para fins de aprovação do orçamento da CDE, é feita pela SRD e
encaminhadas à SGT até 10 de setembro de cada ano.
66. Além das finalidades acima descritas, a CDE também se destina a
custear eventuais restos a pagar de anos anteriores.
4. RITO ORÇAMENTÁRIO
67. O orçamento da CDE será consolidado anualmente pela CCEE e
aprovado pela ANEEL.
68. Por meio de ato do Ministro de Estado de Minas e Energia, deverão ser
publicadas, até 15 de setembro de cada ano, as previsões dos gastos referentes aos
itens 3.2.1, 3.2.5, 3.2.9, após consulta pública e os recursos do item 3.1.4, ouvido o
Ministério da Fazenda.
69. A CCEE receberá da ANEEL, até 15 de setembro de cada ano, as
previsões dos gastos referentes aos itens 3.1.5, 3.2.2, 3.2.3, 3.2.6, 3.2.7, 3.2.10. 3.2.11
e 3.2.13, dos recursos referentes aos itens 3.1.1 e 3.1.2, e, até que se encerre o prazo
de devolução, dos valores referidos nos § 5º e § 7º do art. 4º-A do Decreto nº 7.891,
de 2013.
70. A CCEE receberá do ONS, até 15 de setembro de cada ano, o
planejamento da operação dos sistemas isolados, com indicação das quantidades
eficientes previstas de combustíveis e de geração de todas as fontes disponíveis, além
da importação de energia, para fins de consolidação do Plano Anual de Custos da CCC
– PAC, por parte da CCEE, conforme Acordo Operacional celebrado entre CCEE e
ONS.
71. Para fins de aprovação do orçamento e da fixação das quotas anuais da
CDE, a CCEE encaminhará à ANEEL, até 15 de outubro de cada ano, o orçamento
consolidado da CDE, que conterá previsão de todas as despesas e as receitas do fundo
do ano civil subsequente.
72. Após a realização de Audiência Pública, pelo período de 30 dias, e para
fins de aprovação do orçamento da CDE, a ANEEL poderá atualizar quaisquer
informações/estimativas apresentadas na Audiência Pública, observando as regras e
critérios definidos neste Submódulo.
73. Após a audiência pública, até 10 de janeiro de cada ano, a ANEEL
aprovará o orçamento anual da CDE, as quotas anuais a serem pagas pelos agentes de
distribuição e transmissão de energia e os custos unitários a serem considerados nas
tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão.
74. Os agentes ou beneficiários do PACccc e do PACcarvão deverão prestar
as informações requeridas pela CCEE até 15 de setembro para a elaboração do
orçamento da CCC e da CDE, respectivamente.
5. QUOTAS ANUAIS
5.1. REGRA DE RATEIO DAS QUOTAS ANUAIS
75. O montante a ser arrecadado em quotas anuais da CDE corresponderá
à diferença entre as necessidades de recursos e as demais fontes do orçamento anual
aprovado pela ANEEL.
76. Esse montante será rateado entre os agentes de transmissão e
distribuição de energia, e repassado às tarifas de uso dos consumidores finais, cativos
e livres, considerando o custo unitário da CDE, definido em R$ por MWh.
77. O custo unitário da CDE será calculado considerando a quota anual
aprovada pela ANEEL, o mercado faturado entre setembro do ano “n-2” e agosto do
ano “n-1 e as tarifas de referência, definidas por subsistema e nível de tensão de
atendimento.
78. O mercado dos consumidores cativos e livres do sistema de distribuição
é deduzido do mercado Subclasse Residencial Baixa Renda, do Consumidor Livre
Autoprodutor e do Produtor Independente de Energia. As informações são obtidas do
Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica
– SAMP.
79. Para o mercado de transmissão, consideram-se as informações do ONS
e para a identificação do mercado livre e geração própria associada, as informações da
CCEE.
80. As tarifas de referência, constantes da Tabela 1, proporcionam um
ajuste gradual e uniforme dos custos unitários da CDE, no período de 2017 a 2030,
para que não haja diferenciação regional e a diferenciação por nível de tensão obedeça
à proporção AT = 1/3 BT e MT = 2/3 BT, nos termos dos parágrafos 3º a 3º-G do art.
13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002.
Tabela 1 – Tarifas de Referência CDE
. Ano Trajetória Tarifas de Referência da CDE
. (S/SE/CO) / (N/NE) AT / BT MT / BT BT
. 2016 4,53 1,00 1,00 1,00
. 2017 4,07 0,92 0,97 1,00
. 2018 3,65 0,85 0,94 1,00
. 2019 3,28 0,79 0,92 1,00
. 2020 2,94 0,73 0,89 1,00
. 2021 2,64 0,67 0,87 1,00
. 2022 2,37 0,62 0,84 1,00
. 2023 2,13 0,57 0,82 1,00
. 2024 1,91 0,53 0,80 1,00
. 2025 1,72 0,49 0,77 1,00
. 2026 1,54 0,45 0,75 1,00
. 2027 1,38 0,42 0,73 1,00
. 2028 1,24 0,39 0,71 1,00
. 2029 1,11 0,36 0,69 1,00
. 2030 1,00 0,33 0,67 1,00
81. Os custos unitários da CDE, por subsistema e nível de tensão, são
definidos anualmente por meio de Resolução Homologatória, a ser publicada até 10 de
janeiro de cada ano, no mesmo ato de aprovação do orçamento anual da CDE.
82. As quotas dos agentes de transmissão são definidas mensalmente por
meio de Despacho da SGT, até quatro dias úteis anteriores à respectiva data de
pagamento, resultante da aplicação do custo unitário da CDE para o respectivo
subsistema e nível de mercado, ao mercado realizado.
83. A aplicação da TUST-CDE segue o mesmo período de vigência do
orçamento anual da CDE.
84. Para as concessionárias e permissionárias de distribuição, as quotas são
definidas nos respectivos processos tarifários, resultante da aplicação do custo unitário
da CDE, para o respectivo subsistema e nível de mercado, ao mercado de referência
do processo tarifário. Essas quotas são definidas para os doze meses subsequentes ao
respectivo processo tarifário anual.
85. Na hipótese de insuficiência de recursos nos fundos da CDE, da CCC e
da RGR, a CCEE deverá comunicar à ANEEL a necessidade de revisão do orçamento
anual da CDE, caso em que a Agência analisará a conveniência e a oportunidade de
se proceder uma Revisão Tarifária Extraordinária das quotas anuais a serem rateadas
entre os agentes de transmissão e distribuição, sendo repassadas às tarifas dos
consumidores finais.
5.2. PROCEDIMENTOS DE COBRANÇA DAS QUOTAS ANUAIS
86. As quotas anuais das concessionárias de distribuição deverão ser
convertidas em duodécimos e recolhidas à CDE até o dia 10 (dez) do mês de
competência.
87. As quotas mensais das concessionárias de transmissão deverão ser
recolhidas à CDE até o dia 10 (dez) do terceiro mês subsequente ao de medição.
88. Quando a data de vencimento das quotas mensais da CDE coincidir com
dia em que não haja expediente bancário, a liquidação deverá ser efetivada no
primeiro dia útil imediatamente posterior.
89. A inadimplência no recolhimento das quotas mensais da CDE implicará
a aplicação de multa de 2% (dois por cento) e juros de mora de 1% (um por cento)
ao mês, “pro rata tempore”, sobre o valor total não recolhido, sem prejuízo da
aplicação de penalidades previstas na Resolução Normativa nº 846, de 11 de junho de
2019, ou o quer vier a sucedê-la.
6. GESTÃO ECONÔMICA E FINANCEIRA
90. Compete à CCEE realizar a movimentação da CDE, da CCC e da RGR, de
modo a não obter vantagem ou prejuízo econômico ou financeiro e sem assumir
compromissos ou riscos incompatíveis com a sua condição de gestora.
91. A CCEE utilizará contas-correntes específicas para a gestão administrativa
e a movimentação dos recursos financeiros da CDE, da CCC e da RGR.
92. Os saldos disponíveis nas contas-correntes de que trata o item anterior
deverão ser aplicados em investimentos financeiros de baixo risco.
93. A CCEE pode realizar transferências de recursos entre a CDE, a CCC e
a RGR, no limite da disponibilidade de recursos e desde que observadas as destinações
dos recursos de cada fundo estabelecidos na legislação vigente.
94. O atraso nos desembolsos da CDE, CCC e da RGR, por insuficiência de
recursos, ensejará a incidência dos juros de mora de 1% (um por cento) ao mês, pro
rata tempore, custeada pela conta setorial, sem prejuízo da aplicação de penalidades
previstas na Resolução Normativa nº 846, de 11 de junho de 2019, ou o quer vier a
sucedê-la.
95. Se o atraso nos desembolsos da CDE, CCC e RGR ocorrer por
responsabilidade imputada ao beneficiário, somente haverá a incidência dos
emolumentos previstos no item anterior, se ultrapassado o prazo limite de 30 dias da
solicitação do beneficiário.
96. Ajustes nos valores dos desembolsos da CDE, CCC e RGR, que gerem
créditos ou débitos aos beneficiários das Contas, em função da correção ou
reprocessamento de dados, com responsabilidade imputada ao beneficiário ou à CCEE,
incluindo os resultados de processos fiscalizatórios da ANEEL, serão atualizados
monetariamente pelo IPCA.
97. O inadimplemento, pelas concessionárias, pelas permissionárias e pelas
autorizadas, no recolhimento dos encargos tarifários criados por lei acarretará a
impossibilidade de revisão, exceto a extraordinária, e de reajuste de seus níveis de
tarifas, assim como de recebimento de recursos provenientes da RGR, CDE e CCC.
98. A CCEE comunicará mensalmente à ANEEL o eventual inadimplemento
do concessionário em relação ao recolhimento das quotas mensais e das outras
obrigações relativas à RGR e à CDE.
99. Compete à CCEE realizar o parcelamento de débitos relativos às quotas
mensais da CDE e RGR em atraso, mediante requerimento escrito e fundamentado do
Agente Setorial interessado.
100. Regra geral, o prazo do parcelamento concedido ao Agente Setorial
será de no máximo 12 (doze) meses. Somente em situações excepcionais, o
parcelamento se dará em período superior, caso em que deverá ser submetido à
aprovação da ANEEL.
101. A CCEE poderá realizar encontro de contas dos débitos e créditos dos
agentes com benefícios e obrigações vencidas relacionadas aos fundos setoriais.
102. O valor objeto do parcelamento consolidado pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE deverá ser remunerado mensalmente por
111% da taxa do Sistema Especial de Liquidação e de Custódia – SELIC pelo período do
parcelamento.
103. A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE deverá exigir
dos Agentes Setoriais a constituição de garantia(s) suficiente(s) para cobertura de, no
mínimo, 3 (três) parcelas do parcelamento concedido e idônea(s) em seu favor.
104. Sobre o valor das obrigações inadimplidas pelo Agente Setorial será
aplicada multa de 2% (dois por cento) acrescidos de juros moratórios de 1% (um por
cento) ao mês, incidentes sobre o saldo devedor vencido acrescido da multa, que serão
calculados pro rata tempore.
105. O contrato deverá prever que o parcelamento poderá ser cancelado
automaticamente, com vencimento antecipado da dívida e com a devida execução da
garantia ofertada, quando houver inadimplência de 2 (duas) parcelas consecutivas.
106. Novo pedido de parcelamento somente será deferido depois de
quitado o parcelamento já concedido.
107. O deferimento de parcelamento não descaracteriza a infração cometida
pelo agente setorial e, portanto, não suspende e/ou interrompe eventual processo
punitivo já instaurado.
108. Na hipótese de insuficiência de recursos no fundo da CDE, a CCEE
deverá efetuar, na data da efetivação do pagamento, os desembolsos de forma
proporcional aos direitos dos beneficiários, preservadas as finalidades cujos recursos
possuem destinação específica, conforme item 6.1, e o CAFT da CCEE.
109. Os procedimentos de regularização das despesas em atraso devem
observar a priorização das pendências mais antigas e a isonomia entre os credores.
110. A CCEE deve editar, publicar e revisar os Procedimentos de Contas
Setoriais para o detalhamento operacional e financeiro da CDE, CCC e da RGR,
conforme disposto na Resolução nº 801/ 2017, ou o que vier a sucedê-la.
111. A CCEE deverá analisar e efetuar o processamento das solicitações dos
agentes, referentes aos reembolsos da CCC e da Subconta Carvão Mineral, cabendo à
ANEEL esclarecer eventuais dúvidas quanto aos normativos aplicáveis.
112. A CCEE deverá efetuar o processamento das solicitações das
distribuidoras referentes à compensação dos benefícios tarifários concedidos aos
usuários do serviço de distribuição, conforme definido neste Submódulo.
113. Compete à CCEE efetuar os repasses de recursos da CDE às
concessionárias de transmissão relativos à compensação pelos benefícios tarifários
concedidos aos usuários do serviço de transmissão, conforme valores informados
mensalmente pelo ONS.
114. Compete à CCEE realizar em até 10 (dez) dias o pagamento ou o
recebimento de parcelas de contratos celebrados com recursos da CDE para a
universalização do serviço de energia elétrica, após a devida comunicação pela
ELETROBRAS.
115. Os recursos da CDE, da CCC e da RGR não transitarão nas contas de
resultados da CCEE, em razão da inexistência de disponibilidade econômica ou
jurídica.
6.1. RECURSOS COM DESTINAÇÃO ESPECÍFICA
116. O custeio da competitividade da energia produzida a partir de fontes
eólica, termossolar e fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, outras
fontes renováveis e do programa de desenvolvimento e qualificação de mão de obra
técnica ocorrerá com recursos destinados à CDE exclusivamente para estes fins.
117. Os custos com a realização de obras no sistema de distribuição de
energia elétrica, com prestação de serviços, fornecimento de equipamentos e materiais,
na cidade do Rio de Janeiro, definidas pela Autoridade Pública Olímpica – APO, para
atendimento aos requisitos determinados pelo Comitê Olímpico Internacional – COI
serão cobertos por receita obtida mediante transferência orçamentária a ser feita entre
o Ministério dos Esportes e o Ministério de Minas e Energia.
118. Os recursos provenientes do pagamento da bonificação pela outorga de
que trata o § 7º do art. 8º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, observado
o limite de R$ 3.500.000.000,00 (três bilhões e quinhentos milhões de reais) serão
destinados exclusivamente para prover recursos para o pagamento dos reembolsos das
despesas com aquisição de combustível, incorridas até 30 de abril de 2016 pelas
concessionárias titulares das concessões de que trata o art. 4º-A da Lei nº 12.111, de
9 de dezembro de 2009, comprovadas, porém não reembolsadas por força das
exigências de eficiência econômica e energética, incluindo atualizações monetárias.
7. PRESTAÇÃO DE CONTAS
119. A CCEE elaborará, anualmente, Relatório de Prestação de Contas do
Exercício da CDE, da CCC e da RGR, que deverá:
abranger as demonstrações financeiras, análise de conformidade dos valores
pagos, memória de cálculo, situação de inadimplência e consonância com o orçamento
aprovado, bem como a justificativa do uso de recursos provenientes de reserva
técnica;
ser objeto de manifestação de auditoria independente, contratada pela
CCEE.
ser enviado para a ANEEL até 31 dia maio do ano subsequente, com a
aprovação de seu Conselho de Administração e de sua Assembleia Geral; e
ser tornado público, com a divulgação em espaço criado em sítio da
internet.
8. DO REPASSE DE RECURSOS AOS AGENTES
120. Para fins de repasse de recursos da CDE, CCC e RGR, os beneficiários
devem estar adimplentes com as obrigações setoriais, bem como com suas obrigações
fiscais, devendo as certidões a seguir especificadas estarem válidas até a data de
vencimento de cada pagamento, e ser enviadas até 5 (cinco) dias úteis antes da data
estabelecida para cada reembolso:
a. Certidão de Adimplência da ANEEL;
b. Certidão Conjunta Negativa de Débitos Relativos aos Tributos Federais e
à Dívida Ativa da União ou Certidão Conjunta Positiva com Efeitos de Negativa de
Débitos Relativos aos Tributos Federais e à Dívida Ativa da União;
c. Certidão Negativa, ou Certidão Positiva com Efeitos de Negativa de
regularidade fiscal para com a Fazenda Estadual/Distrital, inclusive quanto à Dívida
At i v a ;
d. Certidão Negativa, ou Certidão Positiva com Efeitos de Negativa de
regularidade fiscal para com a Fazenda Municipal; e
e. Certidão Negativa, ou Certidão Positiva com Efeitos de Negativa de
cadastro do Fundo de Garantia por Tempo de Serviço da Caixa Econômica Federal
( FGT S ) .
8.1. DO REEMBOLSO DE BENEFÍCIOS TARIFÁRIOS
121. O reembolso dos benefícios tarifários dispostos nos itens 3.2.2 e 3.2.6
será processado a partir das informações individualizadas para cada beneficiário,
recebidas pela ANEEL, conforme disposições do Submódulo 10.6 do PRORET.
122. O repasse concedido a cada beneficiário será apurado considerando a
diferença entre o faturamento dos respectivos montantes com as respectivas tarifas
homologadas, para cada variável de faturamento, sem a consideração dos benefícios
tarifários, e o faturamento dos mesmos montantes e tarifas homologadas, contudo
considerando os benefícios tarifários. Em ambos os casos, sem a incidência dos tributos
e bandeiras tarifárias.
123. No caso do item 3.2.2, TSEE, o benefício tarifário concedido para fins
de reembolso pela CDE será apurado pela diferença entre a receita que seria obtida
pelo faturamento com a tarifa homologada do subgrupo B1 subclasse Baixa Renda e
a receita obtida com a aplicação da tarifa reduzida pelo benefício concedido.
124. No caso do faturamento do acesso de outra distribuidora, o valor
referente ao repasse de reembolso da CDE será a diferença entre as tarifas publicadas,
sem e com desconto, multiplicado pelos montantes de faturamento.
125. Serão apurados de forma individualizada, conforme Submódulo 10.6 do
PRORET, os valores repassados ou cobrados dos beneficiários que não estejam
relacionados ao faturamento regular da competência, a exemplo de refaturamentos e
procedimentos de recuperação de receita, dentre outros.
126. O não encaminhamento das informações no prazo estipulado no
Submódulo 10.6 do PRORET implicará na suspensão dos pagamentos até a
regularização da situação.
127. Para os benefícios tarifários dispostos no item 3.2.7, o ONS deverá
contabilizar para cada concessionária de transmissão o valor não arrecadado a título de
Encargo de Uso dos Sistemas de Transmissão, incluindo o custo de PIS/COFINS, em
função dos benefícios incidentes sobre as tarifas de que trata a Resolução Normativa
nº 77, de 18 de agosto de 2004, ou o que vier a sucedê-la, e informar à CCEE até
15 dias após a emissão dos Avisos de Débito (AVD) / Avisos de Crédito (AVC) da
competência e divulgar essas informações em seu site.
128. O valor de repasse para as transmissoras será considerando a diferença
do faturamento dos respectivos montantes com as respectivas tarifas homologadas,
para cada variável de faturamento, sem a consideração dos benefícios tarifários, com
do faturamento dos mesmos montantes e tarifas homologadas, contudo considerando
os benefícios tarifários. Em ambos os casos, a incidência dos tributos deve ser
destacada na informação prestada pelo ONS.
129. Para os subsídios dispostos no item 3.2.14 relacionados à instalação do
ramal de conexão, do kit de instalação interna e do padrão de entrada dos domicílios
rurais, as distribuidoras deverão encaminhar à ANEEL., até o décimo dia útil do mês
subsequente ao trimestre de referência, as informações referentes às instalações
realizadas, conforme Manual de Instruções a ser disponibilizado pela ANEEL.
8.1.1. DA VALIDAÇÃO DA SOLICITAÇÃO
130. Para os subsídios dos itens 3.2.2 e 3.2.6 serão validadas pela ANEEL,
no mínimo, as seguintes informações:
a. identificação do beneficiário;
b. valor do subsídio tarifário; e
c. informações obrigatórias para o recebimento dos benefícios.
131. A validação do reembolso solicitado será realizada apenas para os
registros em que não forem verificadas inconsistências cadastrais e, erros nos valores
repassados o que poderá implicar no recebimento parcial do reembolso solicitado.
132. Para os subsídios dispostos no item 3.2.14 relacionados à instalação do
ramal de conexão, do kit de instalação interna e do padrão de entrada dos domicílios
rurais, a validação dos valores terá como limite a tabela de custos de referência
homologada pela ANEEL para o trimestre.
133. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT homologará até o último
dia útil do mês subsequente ao do recebimento das informações previstas no
Submódulo 10.6 do PRORET, por meio de Despacho, os valores relativos aos itens 3.2.2
e 3.2.6 a serem repassados pela CCEE aos Agentes.
134. Os registros não validados poderão ser retificados, conforme instruções
da ANEEL.
8.1.2. DO PAGAMENTO DO REEMBOLSO DA CDE
135. A CCEE realizará o pagamento do reembolso para os registros validados
nos seguintes prazos:
a. distribuidoras: até o décimo dia útil do mês subsequente à respectiva
homologação pela ANEEL, e
b.concessionárias de transmissão: até o décimo dia útil do segundo mês
subsequente ao da competência do faturamento.
136. Os pagamentos realizados em atraso por motivo de responsabilidade
dos Agentes, exclusiva ou concorrente, ocorrerão sem atualização monetária.
8.1.3. DA AUDITORIA E FISCALIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES
137. Quando da realização dos procedimentos de auditoria e de fiscalização
da concessão dos benefícios tarifários, a ANEEL poderá encaminhar à CCEE
determinações contendo eventuais glosas a serem compensadas nos pagamentos
subsequentes dos reembolsos da CDE aos Agentes, assegurado o direito à ampla
defesa e ao contraditório
138. As glosas encaminhadas pela ANEEL até o último dia útil devem ser
processadas pela CCEE no pagamento do reembolso imediatamente subsequente.
139. Nos procedimentos de auditoria e de fiscalização, a ANEEL poderá
determinar aos Agentes o cancelamento dos benefícios tarifários que não atenderem
aos critérios de elegibilidade.
8.2.DO REPASSE PARA A MODICIDADE TARIFÁRIA – DESESTATIZAÇÃO
E L E T R O BA S
140. O repasse às distribuidoras previsto no item 3.2.8 deverá ocorrer em
até 5 dias úteis da publicação do ato da ANEEL e corresponderá ao rateio do aporte
anual da Eletrobras e seu valor será fixado anualmente por meio de Despacho da
Superintendência de Gestão Tarifária a ser publicado até o dia 30 de abril.
141. O rateio do aporte anual será realizado de forma proporcional aos
montantes de energia descontratados em decorrência da alteração do regime de
exploração das concessões do grupo Eletrobrás, aplicando-se para tanto, o rateio com
base no fator de garantia física ponderado dos Contratos de Cota de Garantia Física
(CCGF) associados às usinas do grupo Eletrobras e vigentes no mês anterior ao aporte
anual.
8.3. OUTROS BENEFÍCIOS
142. O reembolso da CCC e da Subconta Carvão Mineral deverá seguir as
disposições normativas específicas.
143. O pagamento de parcelas de contratos celebrados com recursos da
CDE para a universalização do serviço de energia elétrica deverá ser realizado de
acordo com as informações fornecidas pela ELETROBRAS.
9. DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES
144. As receitas e despesas da CDE deverão ser tornadas públicas, em sítio
da internet.
9.1. PUBLICIDADE PELA ANEEL
145. A ANEEL publicará em seu sítio da internet: o orçamento anual, os
custos unitários da CDE e as quotas fixadas para os agentes.
146. A ANEEL disponibilizará as informações dos beneficiários, a razão social
ou nome e o número de inscrição no Cadastro Nacional da Pessoa Jurídica – CNPJ ou
no Cadastro de Pessoas Físicas – CPF, desde que recebidas nos termos do Submódulo
10.6 do PRORET.
9.2. PUBLICIDADE PELA CCEE
147.A CCEE deverá divulgar mensalmente, até o 10º dia útil do mês, em seu
sítio na internet, todas as informações relativas a respeito da CDE, CCC e RGR, com
a possibilidade da aplicação de filtros por período e agente beneficiário, contendo, no
mínimo:
i. os saldos e a movimentação financeira das contas, com discriminação da
origem dos valores recebidos e da destinação dos valores gastos;
ii. a memória de cálculo dos reembolsos da CCC e do Carvão Mineral;
iii. a relação e vigência dos contratos que são objeto dos fundos setoriais,
inclusive aqueles decorrentes de parcelamentos de dívidas, exceto aqueles geridos pela
Eletrobras;
9.3. PUBLICIDADE PELA ELETROBRAS
148. A Eletrobras deverá divulgar mensalmente, até o 10º dia útil do mês,
em seu sítio na internet, os valores a serem repassados e recebidos para cumprimento
do PLpT e dos contratos de financiamentos celebrados no âmbito da CDE e da RGR.
Nessa relação deverá estar discriminada a inadimplência bem como a vigência dos
contratos.
149. Em relação aos agentes financiados, a Eletrobras deverá divulgar a
razão social ou nome e o número de inscrição no Cadastro Nacional da Pessoa Jurídica
– CNPJ ou no Cadastro de Pessoas Físicas – CPF, e os valores devidos e recebidos.
10. DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS
150. Até a completa devolução pelos consumidores cativos, os recursos
repassados às distribuidoras nos termos do Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013
e do Decreto 8.203, de 07 de março de 2014 serão fontes de recursos da CDE e serão
aprovadas as quotas anuais e mensais para as concessionárias de distribuição
conjuntamente com o orçamento da CDE.
151. As quotas mensais referidas no item anterior serão definidas para os
doze meses a partir da competência do respectivo processo anual, devendo ser
recolhidas diretamente à gestora do fundo até o dia 10 do mês seguinte ao da
competência.
152. Até o completo pagamento dos custos com a realização de obras no
sistema de distribuição de energia elétrica, com prestação de serviços, fornecimento de
equipamentos e materiais, na cidade do Rio de Janeiro, definidas pela Autoridade
Pública Olímpica – APO, a ANEEL no processo de definição do orçamento da CDE
deverá considerar como item de despesa esses dispêndios, tendo como contrapartida
na receita aporte de igual valor a ser obtido mediante transferência orçamentária a ser
feita entre o Ministério dos Esportes e o Ministério de Minas e Energia.
153. 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 deste
Submódulo, continuarão a ser realizados conforme regulamentos atualmente vigentes
até a entrada em vigor das disposições previstas no Submódulo 10.6 do PRORET e
conforme orientações da ANEEL, com exceção da metodologia de cálculo prevista no
item 116, que passa a vigorar a partir do primeiro processo tarifário homologado após
a publicação deste Submódulo.
154. A concatenação das quotas das concessionárias de distribuição com os
seus respectivos processos tarifários dependerá da devida previsão orçamentária.
155. A CCEE, na condição de nova gestora dos Fundos Setoriais Conta de
Desenvolvimento Energético – CDE e Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, deverá
celebrar Termos Aditivos aos contratos que envolvam recursos destes fundos, assinados
em data anterior a 30 de abril de 2017, visando substituir a Centrais Elétricas
Brasileiros S.A. – Eletrobras.
156. A celebração dos Termos Aditivos para esses contratos assinados pela
Centrais Elétricas Brasileiros S.A. – Eletrobras está dispensada de qualquer anuência da
ANEEL, cabendo à CCEE manter as mesmas cláusulas constantes dos contratos originais,
visando apenas efetuar a substituição da Eletrobras pela CCEE, que poderá aprimorar
as garantias de parcelamento mediante negociação
157. Permanecerá sob responsabilidade da Eletrobras quaisquer atos
praticados na elaboração, gestão e execução destes contratos até o dia 30 de abril de
2017.
158. Com relação ao reembolso dos benefícios tarifários na transmissão, o
ONS deverá incluir nas informações repassadas à CCEE, a partir da competência de
julho de 2017, o custo de PIS/COFINS na contabilização para cada concessionária de
transmissão do valor não arrecadado a título de Encargo de Uso dos Sistemas de
Transmissão
Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição
Submódulo 7.3
TARIFAS DE APLICAÇÃO
Versão 2.5
1. OBJETIVO
1. 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.
3. TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO – TUSD DE APLICAÇÃO
3. A TUSD é formada pelos componentes tarifários: TRANSPORTE, PERDAS,
ENCARGOS e OUTROS.
4. 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.
5. A TUSD de Aplicação será o somatório da TUSD base econômica e TUSD base
financeira.
3.1. DEFINIÇÃO DA TUSD BASE ECONÔMICA
6. 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.
7. 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.
8. 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
9. A TUSD base financeira corresponde ao produto da TUSD base econômica
por um fator multiplicativo, para cada componente tarifário.
10. 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.
11. 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.
4. TARIFA DE ENERGIA – TE DE APLICAÇÃO
12. A TE é formada pelos componentes tarifários: ENERGIA, PERDAS,
ENCARGOS, TRANSPORTE e OUTROS.
13.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.
14. A TE de Aplicação será o somatório da TE base econômica e TE base
financeira.
4.1. DEFINIÇÃO DA TE BASE ECONÔMICA
15. 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.
16. 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.
17. 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
18. A TE base financeira corresponde ao produto da TE base econômica por um
fator multiplicativo, para cada componente tarifário.
19. 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.
20. Os componentes tarifários financeiros poderão ser apurados pelo mesmo
critério de definição das Tarifas de Referência da TE.
4.3. DEFINIÇÃO DA TE SUPRIMENTO
21. 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.
22. Não se aplica o componente tarifário TE TRANSPORTE para a concessionária
ou permissionária suprida que seja detentora de quota-parte de Itaipu.
5. BENEFÍCIOS TARIFÁRIOS
23. Benefícios tarifários são descontos e subsídios incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica, conforme
segregação abaixo:
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 sucedêla;
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;
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;
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;
Rural – redução tarifária da TUSD e TE das unidades consumidoras da classe
rural, conforme Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013;
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;
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;
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;
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.
5.1. CONSIDERAÇÕES DOS BENEFÍCIOS TARIFÁRIOS NO CÁLCULO DAS TARIFAS
24. 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.
25. 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.
26. 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.
27. 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.
28. Os descontos na TUSD e na TE aplicada às permissionárias de distribuição
serão apurados conforme Submódulo 8.1 e 8.3.
29. 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
30. Mercado de Referência Ajustado é o Mercado de Referência modificado para
cálculo da previsão dos benefícios tarifários.
31. 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
32. 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 Decreto nº 7.891 de 23 de janeiro de 2013.
33. 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.
6. TARIFA DE APLICAÇÃO – CENTRAIS GERADORAS
34. As Tarifas de Aplicação para centrais geradoras são obtidas conforme disposto
no Submódulo 7.4.
35. 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.
7. TARIFA DE APLICAÇÃO – UNIDADES CONSUMIDORAS DO SUBGRUPO A1
36. 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.
37. 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.
38. 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.
39. Os custos recuperados pelo encargo de conexão devem ser deduzidos da base
econômica, por componente tarifário, nos termos do item 3.1.
8. TARIFA DE APLICAÇÃO – MODALIDADE DISTRIBUIÇÃO
40. 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.
41. 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.
42. 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.
43. O encargo de conexão será calculado conforme Submódulo 6.3 do PRORET.
44. Os custos recuperados pelo encargo de conexão devem ser deduzidos da base
econômica, por componente tarifário, nos termos do item 3.1.
9. TARIFA DE APLICAÇÃO – SUBVENÇÃO DISTRIBUIDORAS COM MERCADO PRÓPRIO
ANUAL INFERIOR A 350 GWh
45. 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:
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, substituise a tabela de tarifas de aplicação, TUSD e TE, pela tabela de tarifas de aplicação da
concessionária adjacente; e
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.
46. 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
47. 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.
48. 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.
49. 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.
50. Anualmente, no processo tarifário da concessionária com mercado próprio
inferior a 350 GWh/ano será realizada a comparação entre as tarifas.
51. 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.
PORTARIA Nº 6.792, DE 21 DE NOVEMBRO DE 2022
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 art. 8º do Anexo Regimento Interno da ANEEL e nos arts. 13 e 14 da
Norma de Organização ANEEL nº 18, revisada pela Resolução Normativa nº 698, de 15 de
dezembro de 2015, e o que consta do Processo nº 48500.004055/2004-72, resolve:
Art. 1º Aprovar o Calendário de Reuniões Públicas Ordinárias da Diretoria da
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para o ano 2023, conforme as datas indicadas
no quadro a seguir:
. Mês Datas das reuniões
. Janeiro 24 e 31
. Fe v e r e i r o 7, 14 e 28
. Março 7, 14, 21 e 28
. Abril 4, 11,18 e 25
. Maio 2, 9, 16, 23 e 30
. Junho 6, 13, 20 e 27
. Julho 4, 11, 18 e 25
. Agosto 1, 8, 15, 22 e 29
. Setembro 5 ,12, 19 e 26
. Outubro 3, 10, 17, 24 e 31
. Novembro 7, 14, 21 e 28
. Dezembro 5 e 12
Art. 2º Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
DESPACHO Nº 2.999, DE 18 DE OUTUBRO DE 2022
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, tendo em vista a deliberação da Diretoria e o que
consta dos Processos nº 48500.005054/2019-75 e nº 48500.002108/2020-84, decide não
conhecer do pedido de medida cautelar interposto pela Oliveira Energia em face do
Despacho nº 2.331, de 2022, emitido pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de
Geração – SFG.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
DESPACHO Nº 3.338, DE 22 DE NOVEMBRO DE 2022
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, tendo em vista a deliberação da Diretoria e o que
consta nos Processos nº 48500.000950/2008-95 e 48500.001678/2004-39, decide por
conhecer e, no mérito, negar provimento ao Pedido de Reconsideração interposto pela EDP
Espírito Santo Distribuição de Energia S.A. CNPJ nº 28.152.650/0001-71 em face dos
Despachos nº 2.620, de 2020 e nº 2.621, de 2020, que aprovaram parcialmente o Quarto
Termo Aditivo ao Contrato de Geração Distribuída – CGD e o Sexto Termo Aditivo ao
Contrato de Comercialização de Energia anterior a 2003 – CCE2003, respectivamente,
celebrados entre a EDP Espírito Santo Distribuição de Energia S.A. e a EDP Pequenas
Centrais Hidroelétricas S.A. CNPJ nº 21.813.271/0001-36, em relação aos montantes
repactuados em 2018; e determinou à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica –
CCEE que recontabilize os montantes referentes ao ano de 2017.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
DESPACHO Nº 3.386, DE 29 DE NOVEMBRO DE 2022
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, tendo em vista a deliberação da Diretoria e o que
consta no Processo nº 48500.008384/2022-18, decide por deferir o pleito apresentado pelo
consumidor: Beneficência Nipo Brasileira de São Paulo, inscrito no CNPJ nº
60.992.427/0001-45, para o afastamento da aplicação da vedação ao Consumidor Especial,
no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, à modelagem de
unidades consumidoras que se enquadrem nas condições estabelecidas nos arts. 15 ou 16
da Lei nº 9.074, de 1995, para que possa modelar carga na condição de Consumidor
Especial viabilizando a formação de comunhão de interesses de fato ou de direito com as
unidades consumidoras filiais: Parque Novo Mundo, CNPJ 60.992.427/0006-50, com
demanda contratada de 1000 kW, e Liberdade, CNPJ 60.992.427/0009-00, com demanda
contratada de 170kW, hoje consumidores da ENEL-SP, condicionado ao cumprimento do
requisito de adquirir energia nos termos do § 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 1996,
permanecendo em vigor a impossibilidade de um agente compatibilizar a manutenção de
comunhão de interesses de fato ou de direito com uma eventual qualificação como
Consumidor Livre, devendo a CCEE, quando solicitada, operacionalizar o enquadramento da
Beneficência Nipo-Brasileira de São Paulo na condição de Consumidor Especial.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
DESPACHO Nº 3.398, 29 DE NOVEMBRO DE 2022
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria e o que
consta dos Processos nos 48500.005497/2021-81, 48500.005530/2021-72,
48500.005653/2022-94, decide conhecer e, no mérito, negar provimento ao Pedido de
Reconsideração interposto pelas empresas: Linhares Geração S.A., CNPJ/ME nº
10.472.905/0001-18, e Povoação Energia S.A., CNPJ/ME 43.174.526/0001-09, em face dos
Despachos nº 1.873 e 1.874, de 12 de julho de 2022.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
DESPACHO Nº 3.403, DE 29 DE NOVEMBRO DE 2022
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, tendo em vista deliberação da Diretoria e o que
consta do Processo nº 48500.003633/2021-06, decide por conhecer e, no mérito, negar
provimento ao Recurso Administrativo interposto pela Maracanaú Geradora de Energia
S.A., CNPJ nº 09.047.261/0001-31, detentora da Usina Termelétrica – UTE Maracanaú I, de
modo a manter na integralidade a aplicação da penalidade de multa no valor de R$
1.161.677,14 (um milhão, cento e sessenta e um mil, seiscentos e setenta e sete reais e
catorze centavos), nos termos do Auto de Infração nº 02, de 2020, emitido pelas: Agência
Reguladora de Serviços Públicos Delegados do Estado do Ceará – ARCE, e Superintendência
de Fiscalização dos Serviços de Geração – SFG/ANEEL.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
DESPACHO Nº 3.405, DE 29 DE NOVEMBRO DE 2022
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria e o que
consta dos Processos nº 48500.001973/2019-70, 48500.001956/2019-32 e
48500.001943/2019-63, decide indeferir o pleito de outorga de autorização para as
Centrais Geradoras Eólicas Ponta da Pedra I, Ponta da Pedra II e Ponta da Pedra III, da
empresa Parque Eólico Ponta da Pedra Ltda. – CNPJ/ME nº 15.778.223/0001-51, por não
atendimento ao disposto na Resolução Normativa Aneel nº 876, de 10 de março de
2020.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
DESPACHO Nº 3.444, DE 29 DE NOVEMBRO DE 2022
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria e o que
consta dos Processos nº 48100.001175/1996-76 e 48500.002428/2020-34, decide: (i)
conceder da Medida Cautelar interposta por Furnas Centrais Elétricas S.A., CNPJ nº
23.274.194/0001-19, com vistas à não desconexão da Usina Termelétrica – UTE Santa Cruz,
cadastrada sob CEG UTE.GN.RJ.027243-4.01, do Sistema Interligado Nacional – SIN; (ii)
autorizar o o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, a celebrar o Contrato de Uso
do Sistema de Transmissão – CUST, e o Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão
– CCT, considerando o Contrato de Concessão nº 04, de 2004 e a Resolução ANEEL nº 294,
de 2002, estabelecendo condição resolutiva de eficácia no caso de não prorrogação da
concessão e revistos a qualquer tempo a depender da análise de mérito definitivo do
pedido de prorrogação da usina; e (iii) autorizar a emissão da Declaração de At e n d i m e n t o
aos Procedimentos de Rede para Operação em Teste e operação comercial – DAPR/T e
DAPR/P, com as características técnicas atualmente instaladas da UTE Santa Cruz.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
R E T I F I C AÇ ÃO
Nas Resoluções Autorizativas de 16 de novembro de 2022, publicadas no DOU
de 1º/12/2022, Seção 1, página 70, onde se lê: Nº 3.081, Nº 3.082 e Nº 3.083, leia-se: Nº
13.081, Nº 13.082 e Nº 13.083, respectivamente.
(N. da CODOU)
SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES DE
G E R AÇ ÃO
DESPACHO Nº 2.636, DE 30 DE NOVEMBRO DE 2022
Processo nº 48500.007176/2022-00. Interessado: Petrobrás Comercializadora de Gás e
Energia e Participações S.A. Decisão: Autorizar a empresa Petrobrás Comercializadora de
Gás e Energia e Participações S.A., inscrita no CNPJ/MF sob nº 03.538.572/0001-17, a atuar
como Agente Comercializador de Energia Elétrica no âmbito da CCEE. A íntegra deste
despacho consta dos autos e estará disponível em http://biblioteca.aneel.gov.br/.
RENATO MARQUES BATISTA
Superintendente Adjunto
DESPACHOS DE 29 DE NOVEMBRO DE 2022
Nº 3.430. Processo nº: 48500.008195/2022-45. Interessado: Wunder Engenharia Ltda.
Decisão: (i) conferir o DRI-PCH referente à PCH Engenho de Cima, com 13.700 kW de
potência instalada, cadastrada sob o CEG PCH.PH.MG.048833-0.01, localizada no rio
Samburá, estado de Minas Gerais; e (ii) esse DRI-PCH não poderá ser conferido a outros
interessados.
Nº 3.431. Processo nº: 48500.008546/2022-18. Interessado: Wunder Engenharia Ltda.
Decisão: (i) conferir o DRI-PCH referente à PCH Eixo B1A, com 5.300 kW de potência
instalada, cadastrada sob o CEG PCH.PH.MG.037571-3.01, localizada no rio São João,
estado de Minas Gerais; e (ii) esse DRI-PCH não poderá ser conferido a outros
interessados.
Nº 3.432. Processo nº: 48500.008547/2022-62. Interessado: Wunder Engenharia Ltda.
Decisão: (i) conferir o DRI-PCH referente à PCH Saudade, com 9.900 kW de potência
instalada, cadastrada sob o CEG PCH.PH.MG.031437-4.01, localizada no rio Cágado, estado
de Minas Gerais; e (ii) esse DRI-PCH não poderá ser conferido a outros interessados.
Nº 3.434. Processo nº: 48500.008593/2022-61. Interessada: Energética Guandu Ltda.
Decisão: (i) conferir o DRI-PCH referente à PCH Engenheiro Pedreira, com 9.600 kW de
potência instalada, cadastrada sob o CEG PCH.PH.RJ.037409-1.01, localizada no rio Guandu,
estado do Rio de Janeiro; e (ii) esse DRI-PCH não poderá ser conferido a outros
interessados.
As íntegras destes Despachos constam dos autos e estarão disponíveis em
biblioteca.aneel.gov.br.
RENATO MARQUES BATISTA
Superintendente Adjunto
DESPACHO Nº 3.435, DE 30 DE NOVEMBRO DE 2022
Processo nº 48500.008201/2022-64. Interessado: Cooperativa Regional de
Desenvolvimento Teutônia – CERTEL. Decisão: Autorizar a Cooperativa Regional de
Desenvolvimento Teutônia – CERTEL, inscrita no CNPJ/MF sob nº 89.777.692/0001-92, a
atuar como Agente Comercializador de Energia Elétrica no âmbito da CCEE; (ii) informar
que a atividade poderá ser exercida por meio de sua filial, CNPJ/MF sob nº
89.777.692/0125-22. A íntegra deste despacho consta dos autos e estará disponível em
biblioteca.aneel.gov.br.
RENATO MARQUES BATISTA
Superintendente Adjunto
DESPACHO Nº 3.436, DE 30 DE NOVEMBRO DE 2022
Processo nº 48500.008414/2022-96. Interessado: Embaré Indústrias Alimentícias S.A.
Decisão: Autorizar a empresa Embaré Industrias Alimentícias S.A., inscrita no CNPJ/MF sob
nº 21.992.946/0001-51, a atuar como Agente Comercializador de Energia Elétrica no
âmbito da CCEE; (ii) informar que a atividade poderá ser exercida por meio de sua filial,
CNPJ/MF sob nº 21.992.946/0087-21; A íntegra deste despacho consta dos autos e estará
disponível em biblioteca.aneel.gov.br/.
RENATO MARQUES BATISTA
Superintendente Adjunto
DESPACHOS DE 30 DE NOVEMBRO DE 2022
Nº 3.449. Processo nº: 48500.008617/2022-82. Interessada: Energética Guandu Ltda.
Decisão: (i) conferir o DRI-PCH referente à PCH Japeri, com 7.200 kW de potência instalada,
cadastrada sob o CEG PCH.PH.RJ.037410-5.01, localizada no rio Guandu, estado do Rio de
Janeiro; e (ii) esse DRI-PCH não poderá ser conferido a outros interessados.
Nº 3.450. Processo nº: 48500.003692/2015-28. Interessados: Flora Agronegócio Ltda. e L &
S Par Ltda. Decisão: (i) revogar, parcialmente, o Despacho nº 3.008, de 2022, apenas o
aproveitamento UHE Jequié; (ii) restaurar os efeitos do Despacho nº 975, de 2019, do
Registro da Adequabilidade do Sumário Executivo – DRS da UHE Jequié; (iii) restabelecer os
efeitos dos Despachos nº 2.709, de 2015, e nº 2.885, de 2016, que concederam o Registro
e o Aceite concernentes à UHE Jequié; e (iv) prorrogar, por 3 (três) anos, contados a partir
de 5 de abril de 2022, a vigência do DRS nº 975, de 2019, referente à UHE Jequié,
cadastrada sob o CEG: UHE.PH.BA.033758-7.01.
As íntegras destes Despachos constam dos autos e estarão disponíveis em
biblioteca.aneel.gov.br.
RENATO MARQUES BATISTA
Superintendente Adjunto
SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO
DESPACHOS DE 29 DE NOVEMBRO DE 2022
Decisão: Liberar as unidades geradoras para início de operação a partir de 30
de novembro de 2022.
Nº 3.443 Processo nº: 48500.002320/2020-41. Interessados: Baraúnas IV Energética S.A.
Modalidade: Operação comercial. Usina: EOL Baraúnas IV (Antiga Massaroca II). Unidades
Geradoras: UG1 e UG3, de 3.465,00 kW cada. Localização: Município de Sento Sé, no
estado da Bahia.
Nº 3.446 Processo nº: 48500.000341/2020-22. Interessados: Rio do Cedro Energia S/A.
Modalidade: Operação comercial. Usina: PCH Foz do Cedro (Antiga A1E8). Unidades
Geradoras: UG2, de 12.000,00 kW. Localização: Municípios de Lucas do Rio Verde e Sorriso,
no estado do Mato Grosso.
As íntegras destes Despachos constam dos autos e estarão disponíveis em
https://biblioteca.aneel.gov.br.
GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR
Superintendente
DESPACHOS DE 1º DE DEZEMBRO DE 2022
Decisão: Liberar as unidades geradoras para início de operação a partir de 2 de
dezembro de 2022.
Nº 3.459 Processo nº: 48500.002354/2020-36. Interessados: Ventos de São Joaquim
Energias Renováveis S.A. Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Ventos de São
Januário 16. Unidades Geradoras: UG12, de 4.500,00 kW. Localização: Municípios de Morro
do Chapéu e Várzea Nova, no estado da Bahia.
Nº 3.460 Processo nº: 48500.002353/2020-91. Interessados: Ventos de Santa Jacinta
Energias Renováveis S.A. Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Ventos de São
Januário 15. Unidades Geradoras: UG14 e UG15, de 4.500,00 kW cada. Localização:
Município de Várzea Nova, no estado da Bahia.
Nº 3.461 Processo nº: 48500.004079/2021-76. Interessados: Ômega Desenvolvimento de
Energia 7 S.A. Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Assuruá 4 III. Unidades
Geradoras: UG4 a UG8, de 4.500,00 kW cada. Localização: Município de Gentio do Ouro,
no estado da Bahia.
Nº 3.462 Processo nº: 48500.000659/2020-11. Interessados: Oitis 21 Energia Renovável S.A.
Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Oitis 21. Unidades Geradoras: UG8, de
5.500,00 kW. Localização: Município de Casa Nova, no estado da Bahia.
Nº 3.463 Processo nº: 48500.000655/2020-25. Interessados: Oitis 6 Energia Renovável S.A.
Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Oitis 6. Unidades Geradoras: UG3, de 5.500,00
kW. Localização: Município de Dom Inocêncio, no estado do Piauí.
Nº 3.464 Processo nº: 48500.003031/2016-83. Interessados: Aggreko Energia Locação de
Geradores Ltda. Modalidade: Operação comercial. Usina: UTE Santo Antônio do Içá – CGA.
Unidades Geradoras: UG1 a UG14, de 352,00 kW cada. Localização: Município de Santo
Antônio do Içá, no estado do Amazonas.
Nº 3.465 Processo nº: 48500.005878/2020-89. Interessados: Ventos de São Caio Energias
Renováveis S/A. Modalidade: Operação comercial. Usina: EOL Ventos de São Caio.
Unidades Geradoras: UG1 a UG4, de 4.400,00 kW cada. Localização: Municípios de Betânia
do Piauí e Paulistana, no estado do Piauí.
Nº 3.466 Processo nº: 48500.005876/2020-90. Interessados: Ventos de São Ciro Energias
Renováveis S/A. Modalidade: Operação comercial. Usina: EOL Ventos de São Ciro. Unidades
Geradoras: UG7, de 4.400,00 kW. Localização: Município de Betânia do Piauí, no estado do
Piauí.
Nº 3.467 Processo nº: 48500.003056/2018-49. Interessados: Chafariz 3 Energia Renovável
S.A. Modalidade: Operação comercial. Usina: EOL Chafariz 3. Unidades Geradoras: UG7, de
3.465,00 kW. Localização: Município de Santa Luzia, no estado da Paraíba.
As íntegras destes Despachos constam dos autos e estarão disponíveis em
https://biblioteca.aneel.gov.br.
GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR
Superintendente
SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO ECONÔMICA E FINANCEIRA
DESPACHO Nº 3.312, DE 22 DE NOVEMBRO DE 2022
A SUPERINTENDENTE DE FISCALIZAÇÃO ECONÔMICA E FINANCEIRA DA AGÊNCIA
NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das atribuições que lhe foram delegadas
por meio da Portaria n° 4.659, de 18 de julho de 2017, e considerando o disposto na Lei
nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, na Resolução Normativa nº 948, de 16 de novembro
de 2021, na correspondência protocolada sob o nº 48513.000943/2022-00, e o constante
do Processo nº 48500.003743/2021-60, decide: considerar atendida pelas empresas
Primavera Energia S.A. – CNPJ nº 07.283.830/0001-12, Alvorada Energia S.A. – CNPJ nº
04.946.784/0001-04, Apiacás Energia S.A. – CNPJ nº 07.283.824/0001-65, Isamu Ikeda
Energia S.A. – CNPJ nº 04.158.565/0001-52, Socibe Energia S.A. – CNPJ nº 02.131.646/0001-
33, Quatiara Energia S.A. – CNPJ nº 07.282.383/0001-87, Enel Green Power Salto Apiacás
S.A. – CNPJ nº 17.832.065/0001-04, Enel Green Power Cabeça de Boi S.A. – CNPJ nº
16.993.629/0001-10, Enel Green Power Paranapanema S.A. – CNPJ nº 23.842.003/0001-78,
Enel Green Power Mourão S.A. – CNPJ nº 23.842.022/0001-02, Enel Green Power Cachoeira
Dourada S.A. – CNPJ nº 01.672.223/0001-68, Enel Green Power Volta Grande S.A. – CNPJ nº
25.176.391/0001-20, e Enel Green Power Fazenda S.A. – CNPJ nº 17.018.327/0001-93, a
exigência de envio dos documentos comprobatórios de formalização da operação anuída
pelo Despacho nº 2.775, de 8 de setembro de 2021.
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
DESPACHO Nº 3.319, DE 21 DE NOVEMBRO DE 2022
A SUPERINTENDENTE DE FISCALIZAÇÃO ECONÔMICA E FINANCEIRA DA AGÊNCIA
NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das atribuições que lhe foram delegadas
por meio da Portaria nº 4.659, de 18 de julho de 2017, considerando o disposto na Lei nº
9.427, de 26 de dezembro de 1996, na Resolução Normativa nº 948, de 16 de novembro
de 2021, e o que consta do Processo nº 48500.008103/2022-27, decide: anuir previamente
à transferência de controle societário da BRE Implantação de Sistemas de Transmissão
Elétrica Sociedade de Propósito Específico S.A. – BRE, CNPJ nº 29.774.616/0001- 00, e BRE
3 Implantação de Sistemas de Transmissão Elétrica Sociedade de Propósito Específico S.A.
– BRE 3, CNPJ nº 31.260.687/0001-28, que passará a ser detido diretamente pela Órion
Transmissão S.A., CNPJ nº 36.113.075/0001-26, e indiretamente pelo XP Infra II Fundo de
Investimentos em Participações em Infraestrutura, CNPJ nº 30.317.464/0001-97. O prazo
para implementação da operação é de até 120 (cento e vinte) dias a contar da data de
publicação deste Despacho, e a empresa, cujo controle foi alterado, deverá enviar à
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira da ANEEL cópia autenticada dos
documentos comprobatórios da formalização da operação no prazo de até 30 (trinta) dias
a contar da data de sua efetivação.
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
DESPACHO Nº 3.418, DE 28 DE NOVEMBRO DE 2022
A SUPERINTENDENTE DE FISCALIZAÇÃO ECONÔMICA E FINANCEIRA DA AGÊNCIA
NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das atribuições que lhe foram delegadas
por meio da Portaria nº 4.659, de 18 de julho de 2017, considerando o disposto nas Notas
Técnicas nº 105/2022-SFF/ANEEL, de 27 de junho de 2022 e nº 2018/2022-SFF/ANEEL, de
25 de novembro de 2022, bem como o que consta de todo o teor do processo de
fiscalização 48500.000737/2021-51, decide: (i) que a CCEE faça a cobrança adicional aos
valores fixados para a Amazonas Energia ,CNPJ 07.386.098/0001-06 no Quadro 1 anexo ao
Despacho nº 904/2021, no prazo máximo de 30 (trinta) dias após a publicação deste
Despacho, o montante adicional de R$ 9.286.708,82,( nove milhões e duzentos e oitenta e
seis mil e setecentos e oito reais e oitenta e dois centavos), na posição de agosto/2020,
relativo à diferença apurada pela fiscalização do saldo “passivo” não comprometido do
P&D, e o montante de R$ 13.737.453,65 (treze milhões e setecentos e trinta e sete mil e
quatrocentos e cinquenta e três reais e sessenta e cinco centavos ), relativo à diferença
apurada pela fiscalização do saldo “passivo” não comprometido do PEE. Os valores devem
ser atualizados pela SELIC, a partir da data base de 31 de agosto de 2020 até o efetivo
recolhimento; (ii) a Amazonas Energia faça o recolhimento ao FNDCT o montante de R$
2.762.968,99 (dois milhões e setecentos e sessenta e dois mil e novecentos e sessenta e
oito reais e noventa e nove centavos) e ao MME de R$ 1.829.971,43, ambos na posição de
agosto de 2020, com atualização de 1% ao mês até o efetivo recolhimento; (iii) que a
Amazonas Energia faça a apuração da Receita Operacional Líquida, a partir de setembro de
2020, em conformidade com os procedimentos apontados pela fiscalização, de modo a
apurar se as divergências apontadas afetam: (iii.a) os valores correntes de P&D e PEE que
são recolhidos à CDE a partir de setembro/2020, no percentual de 30% para ambos os
programas, nos termos do Quadro 2 anexo ao Despacho nº 904, de 2021. Se for verificada
diferenças nos recolhimentos mensais realizados a partir da referida competência, a
empresa deverá fazer o ajuste com atualização pela SELIC desde a competência de cada
mês em qu foi apurada a divergência até o efetivo ajuste de recolhimentos para a CDE, em
um prazo máximo de 30 (trinta) dias após a publicação do Despacho; (iii.b) os
recolhimentos mensais do FNDCT e MME desde setembro/2020 que, nesse caso, se for
apurado divergências mensais, deve ser aplicado 1% de mora ao mês em caso de
recolhimento a menor e 2% de multa caso não tenha sido efetuado nenhum recolhimento.
O saldo das divergências deve ser ajustado e recolhido, se for o caso, em até 30 dias da
publicação do Despacho; (iv) que a Amazonas Energia faça os ajustes da conta do PROCEL,
que, na posição de 31/agosto/2020, deve ser considerando o montante adicional a ser
contabilizado na conta passiva de R$ 2.011.600,18 (dois milhões e onze mil e seiscentos
reais e dezoito centavos) e (v) que a Amazonas Energia encaminhe à SFF/ANEEL as
memórias de cálculo dos ajustes realizados, bem como dos comprovantes de ajustes
(inclusive de recolhimentos), em um prazo máximo de 60 (sessenta) dias após a publicação
deste Despacho.
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
DESPACHOS DE 30 DE NOVEMBRO DE 2022
Nº 3.452. Processo nº: 48500.006802/2022. Interessados: Companhia de Eletricidade do
Amapá – CEA. Decisão:(i) que a CCEE faça a cobrança adicional aos valores fixados no
Quadro 1 para a Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA, anexo ao Despacho nº
904/2021, no prazo máximo de 30 dias após a publicação deste Despacho, no montante
adicional de R$ 10.926.123,01 (Dez milhões e novecentos e vinte e seis mil e cento e vinte
e três reais e um centavo), na posição de agosto/2020, relativo à diferença apurada pela
fiscalização do saldo “passivo” não comprometido do P&D, e no montante de R$
29.101.896,19 (Vinte e nove milhões e cento e um mil e oitocentos e noventa e seis reais
e dezenove centavos), relativo à diferença apurada pela fiscalização do saldo “passivo” não
comprometido do PEE. Os valores devem ser atualizados pela SELIC, a partir da data base
de 31 de agosto de 2020 até o efetivo recolhimento; (ii) que, caso Projeto Sistema IoT –
Cloud de Medição Centralizada de energia Voltado à Rede CEA, que está em execução, seja
finalizado com valor inferior ao provisionado, a concessionária apure o saldo a devolver à
CDE, no prazo máximo de 30 dias após o encerramento do projeto, com a devida
atualização pela SELIC desde 01/09/2020 até o efetivo pagamento; (iii) que a
concessionária faça o recolhimento ao FNDCT, no montante de R$ 228.753,01 (Duzentos e
vinte e oito mil e setecentos e cinquenta e três reais e um centavo), e ao MME, de R$
220.189,03 (Duzentos e vinte mil e cento e oitenta e nove reais e três centavos), em razão
de saldo de débito apurado na posição de agosto/2020, com atualização de 1% ao mês até
o efetivo recolhimento; (iv) que a concessionária faça a apuração da Receita Operacional
Líquida, a partir de setembro de 2020, em conformidade com os procedimentos apontados
pela fiscalização, de modo a apurar se as divergências apontadas afetam: (iv.a), os valores
correntes de P&D e PEE que foram recolhidos à CDE a partir de setembro/2020, no
percentual de 30% para ambos os programas, nos termos do Quadro 2 anexo ao Despacho
nº 904/2021, os quais deverão ser ajustados, com atualização pela SELIC, desde a
competência em que for apurada a divergência até o efetivo recolhimento adicional à CDE,
num prazo máximo de 30 dias após a publicação desse Despacho, e (iv.b), os recolhimentos
mensais do FNDCT e MME desde setembro/2020, os quais deverão ser ajustados com 1%
de mora ao mês, em caso de recolhimento a menor, e 2% caso não tenha sido efetuado
recolhimento, num prazo máximo de 30 dias após a publicação desse Despacho; (v) que a
concessionária realize os ajustes da conta do PROCEL, considerando, na posição de
31/agosto/2020, o montante adicional a ser contabilizado na conta passiva de R$
1.472.247,23 (Um milhão e quatrocentos e setenta e dois mil e duzentos e quarenta e sete
reais e vinte e três centavos); e (vi) que a concessionária encaminhe à SFF/ANEEL as
memórias de cálculo dos ajustes realizados, bem como dos comprovantes de ajustes
(inclusive de recolhimentos), em um prazo máximo de 60 dias após a publicação deste
Despacho.
Nº 3.453. Processo nº: 48500.000736/2021. Interessados: COPEL Distribuição Decisão: (i)
que a CCEE faça a cobrança adicional aos valores fixados no Quadro 1 para a COPEL
Distribuição, anexo ao Despacho nº 904/2021, no prazo máximo de 30 (trinta) dias após a
publicação do Despacho, o montante adicional de R$ 13.216.268,43 (Treze milhões e
duzentos e dezesseis mil e duzentos e sessenta e oito reais e quarenta e três centavos), na
posição de agosto/2020, relativo à diferença apurada pela fiscalização do saldo “passivo”
não comprometido do PEE. O valor deve ser atualizado pela SELIC, a partir da data base de
31 de agosto de 2020 até o efetivo recolhimento; (ii) que a Concessionária, no âmbito da
execução dos projetos de P&D e PEE que foram iniciados e com execução programada para
o período posterior a agosto/2020, deduzidos do saldo passivo recolhido à CDE, realize os
procedimentos operacionais elencados pela fiscalização após o encerramento de cada
projeto, conforme disposto nas mencionadas Notas Técnicas; (iii) que a Concessionária, em
razão de saldo de crédito apurado na posição de agosto/2020, faça a compensação ao
FNDCT no montante de R$ 25.156,21 (Vinte e cinco mil e cento e cinquenta e seis reais e
vinte e um centavos) e ao MME no montante de R$ 245,64 (Duzentos e quarenta e cinco
reais e sessenta e quatro centavos), sem aplicação de atualização; (iv) que a concessionária
faça a apuração da Receita Operacional Líquida, a partir de setembro de 2020, em
conformidade com os procedimentos apontados pela fiscalização, de modo a apurar se as
divergências apontadas afetam: (iv.a) os valores correntes de P&D e PEE que foram
recolhidos à CDE a partir de setembro/2020, no percentual de 30% para ambos os
programas, nos termos do Quadro 2 anexo ao Despacho nº 904/2021, os quais deverão ser
ajustados, com atualização pela SELIC, desde a competência em que for apurada a
divergência até o efetivo recolhimento adicional à CDE, num prazo máximo de 30 (trinta)
dias após a publicação desse Despacho, e (iv.b) os recolhimentos mensais do FNDCT e
MME desde setembro/2020, os quais deverão ser ajustados com 1% de mora ao mês, em
caso de recolhimento a menor, e 2% caso não tenha sido efetuado recolhimento, num
prazo máximo de 30 (trinta) dias após a publicação desse Despacho; (v) que a
Concessionária faça os ajustes da conta do PROCEL, que, na posição de 31/agosto/2020,
deve ser considerando o montante adicional a ser contabilizado na conta passiva de R$
1.913.625,00 (Um milhão e novecentos e treze mil e seiscentos e vinte e cinco reais); e (vi)
que a Concessionária encaminhe à SFF/ANEEL as memórias de cálculo dos ajustes
realizados, bem como dos comprovantes de ajustes (inclusive de recolhimentos), em um
prazo máximo de 60 (sessenta) dias após a publicação deste Despacho.
As íntegras destes Despachos constam dos autos e estarão disponíveis em
http://biblioteca.aneel.gov.br/.
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
Superintendente
SUPERINTENDÊNCIA DE MEDIAÇÃO ADMINISTRATIVA, OUVIDORIA
SETORIAL E PARTICIPAÇÃO PÚBLICA
DESPACHO Nº 3.456, DE 1º DE DEZEMBRO DE 2022
O SUPERINTENDENTE DE MEDIAÇÃO ADMINISTRATIVA, OUVIDORIA SETORIAL E
PARTICIPAÇÃO PÚBLICA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das
suas competências, em conformidade com o disposto no inciso IV do art. 1º da Portaria nº
4.595, de 23 de maio de 2017, e com o constante no Processo nº 48500.005800/2022-26,
decide: (i) conhecer do requerimento interposto pelo Sr. Epitácio Pedrosa Ribeiro da Costa
em face da Equatorial Piauí e, no mérito, dar-lhe provimento parcial; (ii) determinar que a
distribuidora encaminhe ao empreendedor o detalhamento do orçamento dos custos de
transformação e da participação financeira nas obras de conexão; (iii) determinar que a
distribuidora, após a ligação das unidades consumidoras, realize a compensação prevista
no art. 151 da Resolução Normativa nº 414, de 2010, em virtude do descumprimento do
prazo previsto em seu art. 32, considerando o período de 27/12/2019 a 07/10/2022; e (iv)
determinar que esta decisão seja cumprida no prazo de 15 (quinze) dias após o seu
trânsito em julgado.
ANDRÉ RUELLI
DESPACHO Nº 3.457, DE 1º DE DEZEMBRO DE 2022
O SUPERINTENDENTE DE MEDIAÇÃO ADMINISTRATIVA, OUVIDORIA SETORIAL E
PARTICIPAÇÃO PÚBLICA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das
suas competências, em conformidade com o disposto no inciso IV do art. 1º da Portaria nº
4.595, de 23 de maio de 2017, e com o constante no Processo nº 48500.006263/2022-31,
decide por conhecer do requerimento interposto pelo consumidor Frigosteak Alimentos
Ltda. (antigo Frinal Frigorífico Niquelândia Ltda.) (CNPJ nº 07.455.328/0001-41), unidade
consumidora nº 2750110847, em face da Enel Distribuição Goiás (CNPJ nº
01.543.032/0001-04) e, no mérito, negar-lhe provimento, e, por conseguinte, determinar
que esta decisão seja cumprida no prazo de 15 (quinze) dias após o seu trânsito em
julgado.
ANDRÉ RUELLI
DESPACHO Nº 3.458, DE 1º DE DEZEMBRO DE 2022
O SUPERINTENDENTE DE MEDIAÇÃO ADMINISTRATIVA, OUVIDORIA SETORIAL E
PARTICIPAÇÃO PÚBLICA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das
suas competências, em conformidade com o disposto no inciso IV do art. 1º da Portaria nº
4.595, de 23 de maio de 2017, e com o constante no Processo nº 48500.006401/2022-82,
decide por conhecer do requerimento interposto pelo consumidor Sercol Serviço e
Comercio do Vale Ltda., CNPJ nº 03.074.736/0001-00, unidade consumidora nº
3006719917, em face da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, CNPJ nº 06.981.180/0001-16,
e, no mérito, dar-lhe parcial provimento, e, por conseguinte: (i) determinar que a
distribuidora efetue a devolução dos valores faturados a maior decorrente do erro de
classificação, de forma simples para o período de 30/01/2009 até 14/12/2010, mas em
dobro para o período de 15/12/2010 até 03/02/2019, nos termos do art. 113 da Resolução
Normativa nº 414, de 2010, descontados os valores já devolvidos; (ii) determinar que a
distribuidora efetue a devolução simples dos valores faturados a maior decorrente do erro
de classificação, conforme previsto no art. 114, da Resolução Normativa nº 414, de 2010,
para o período de 03/04/2019 a 30/06/2019, descontados os valores já devolvidos; e (iii)
determinar que esta decisão seja cumprida no prazo de 15 (quinze) dias após o seu
trânsito em julgado.
ANDRÉ RUELLI
SUPERINTENDÊNCIA DE PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E
EFICIÊNCIA ENERGÉTICA
DESPACHO Nº 3.331, DE 22 DE NOVEMBRO DE 2022
Processo n.º: 48500.005954/2022-18. Interessado: Energisa Tocantins Distribuidora de
Energia S.A CNPJ: 25.086.034/0001-71. Decisão: (i) reconhecer o total de R$ 528.812,47
(quinhentos e vinte e oito mil, oitocentos e doze reais e quarenta e sete centavos),
referente à realização do Projeto de Eficiência Energética, código PE-00032-0003/2011; e
(ii) declarar o encerramento deste projeto. A íntegra deste Despacho consta dos autos e
estará disponível em biblioteca.aneel.gov.br/.
PAULO LUCIANO DE CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 3.336, DE 22 DE NOVEMBRO DE 2022
Processo nº: 48500.002407/2022-81. Interessado: Companhia Piratininga de Força e Luz –
CPFL Piratininga, CNPJ: 04.172.213/0001-51. Decisão: (i) reconhecer o total de R$
901.605,51 (novecentos e um mil, seiscentos e cinco reais e cinquenta e um centavos),
referente à realização do Projeto de Eficiência Energética, código PE-02937-0053/2016; e
(ii) declarar o encerramento deste projeto. A íntegra deste Despacho consta dos autos e
estará disponível em http://biblioteca.aneel.gov.br/.
PAULO LUCIANO DE CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 3.343, DE 22 DE NOVEMBRO DE 2022
Processo n.º: 48500.006160/2022-71. Interessado: Companhia Paulista de Força e Luz –
CPFL Paulista. CNPJ: 02.429.144/0001-93 Decisão: (i) reconhecer o total de R$ 244.128,87
(duzentos e quarenta e quatro mil, cento e vinte e oito reais e oitenta e sete centavos),
referente à realização do Projeto de Eficiência Energética, código PE-00063-0036/2011; e
(ii) declarar o encerramento deste projeto. A íntegra deste Despacho consta dos autos e
estará disponível em http://biblioteca.aneel.gov.br/.
PAULO LUCIANO DE CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 3.344, DE 22 DE NOVEMBRO DE 2022
Processo n.º: 48500.005671/2022-76. Interessado: Companhia Jaguari de Energia – CPFL
Santa Cruz, CNPJ: 53.859.112/0001-69. Decisão: (i) reconhecer o total de R$ 585.209,20
(quinhentos e oitenta e cinco mil, duzentos e nove reais e vinte centavos), referente à
realização do Projeto de Eficiência Energética, código PE-00073-0005/2011; e (ii) declarar o
encerramento deste projeto. A íntegra deste Despacho consta dos autos e estará
disponível em http://biblioteca.aneel.gov.br/.
PAULO LUCIANO DE CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 3.357, DE 22 DE NOVEMBRO DE 2022
Processo n.º: 48500.006408/2022-02. Interessado: EDP Espírito Santo Distribuição de
Energia S.A. – EDP ES, CNPJ: 28.152.650/0001-71. Decisão: (i) reconhecer o total de R$
229.009,71 (duzentos e vinte e nove mil e nove reais e setenta e um centavos), referente
à realização do Projeto de Eficiência Energética, código PE-00380-0011/2010; e (ii) declarar
o encerramento deste projeto. A íntegra deste Despacho consta dos autos e estará
disponível em http://biblioteca.aneel.gov.br/.
PAULO LUCIANO DE CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 3.359, DE 22 DE NOVEMBRO DE 2022
Processo n.º: 48500.004229/2022-22. Interessado: Enel Distribuição São Paulo. CNPJ
61.695.227/0001-93 Decisão: (i) reconhecer o total de R$ 75.972.186,18 (setenta e cinco
milhões, novecentos e setenta e dois mil, cento e oitenta e seis reais e dezoito centavos),
referente à realização do Projeto de Eficiência Energética, código PE-00390-0001/2008; e
(ii) declarar o encerramento deste projeto. A íntegra deste Despacho consta dos autos e
estará disponível em www.aneel.gov.br/biblioteca.
PAULO LUCIANO DE CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 3.362, DE 23 DE NOVEMBRO DE 2022
Processo nº: 48500.006464/2022-39. Interessado: EDP Espírito Santo Distribuição de
Energia S.A. – EDP ES. CNPJ 28.152.650/0091-28, Decisão: (i) reconhecer o total de R$
117.166,72 (cento e dezessete mil, cento e sessenta e seis reais e setenta e dois centavos),
referente à realização do Projeto de Eficiência Energética, código PE-00380-0035/2011; e
(ii) declarar o encerramento deste projeto. A íntegra deste Despacho consta dos autos e
estará disponível em http://biblioteca.aneel.gov.br/.
PAULO LUCIANO DE CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 3.363, DE 23 DE NOVEMBRO DE 2022
Processo nº: 48500.003717/2022-12. Interessado: EDP São Paulo Distribuição S.A.
CNPJ: 02.302.100/0001-06. Decisão: (i) reconhecer o total de R$ 20.153.545,09 (vinte
milhões, cento e cinquenta e três mil, quinhentos e quarenta e cinco reais e nove
centavos), referente à realização do Projeto de Eficiência Energética, código PE-00391-
0024/2011; e (ii) declarar o encerramento deste projeto. A íntegra deste Despacho consta
dos autos e estará disponível em http://biblioteca.aneel.gov.br/.
PAULO LUCIANO DE CARVALHO
Superintendente
SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE
T R A N S M I S S ÃO
DESPACHO Nº 3.427, DE 29 DE NOVEMBRO DE 2022
O SUPERINTENDENTE ADJUNTO DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE
TRANSMISSÃO DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das
atribuições que lhe foram delegadas pela Portaria no 3.924, de 29 de março de 2016, e
tendo em vista o que consta do Processo no 48500.007058/2022-93, decide indeferir o
pleito formulado pela Companhia Paranaense de Energia – Copel Dis, inscrita no CNPJ/MF
sob o nº 76.483.817/0001-20, de expurgo da Parcela de Ineficiência por Sobrecontratação
– PIS, apurado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS no ano de 2021, no ponto
de conexão Rosana 138 kV.
TITO RICARDO VAZ DA COSTA
DESPACHO Nº 3.447, DE 30, DE NOVEMBRO DE 2022
O SUPERINTENDENTE ADJUNTO DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE
TRANSMISSÃO DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das
atribuições que lhe foram delegadas pela Portaria no 3.924, de 29 de março de 2016, e
tendo em vista o que consta do Processo no 48500.005521/2022-62, decide indeferir o
pleito da Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A – Eletronorte, inscrita no CNPJ sob o nº
00.357.038/0001-16, de afastamento da aplicação da Parcela Variável por Indisponibilidade
– PVI associada ao desligamento da LT 230 kV Jauru/Vilhena C3 para substituição de cadeias
de isoladores e instalação de arranjo com pesos adicionais nas fases laterais (B e V) das
estruturas 204, 207, 210, 278 e 299, para a intervenção SI 29264-20, ocorrido no período
de 6 a 19 de agosto de 2020.
TITO RICARDO VAZ DA COSTA
SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO ECONÔMICA E ESTUDOS DO
MERCADO
DESPACHO Nº 3.422, DE 29 DE NOVEMBRO DE 2022
Processo nº: 48500.000043/2016-56. Interessados: Copel Geração e Transmissão
S.A. – COPEL GT (CNPJ/MF nº 04.370.284/0001-70); Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica – CCEE (CNPJ nº 03.034.433/0001-56); e distribuidoras
compradoras do 4º Leilão de Energia Elétrica Proveniente de Empreendimentos
Existentes – 4º LEE. Decisão: Alterar o Termo de Repactuação do Risco
Hidrológico nº 68/2016 conforme o disposto no Despacho nº 1.198, de 10 de
maio de 2022. A íntegra deste Despacho (e seu anexo) consta dos autos e
estará disponível em http://biblioteca.aneel.gov.br/.
JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ
Superintendente de Regulação Econômica e Estudos do Mercado
FELIPE ALVES CALABRIA
Superintendente Adjunto de Regulação dos Serviços de Geração.