Diário Oficial da União – 13/02/2023

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Diário Oficial da União – Seção 1 nº031 – 13.02.2023

Ministério de Minas e Energia
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 13.571, DE 31 DE JANEIRO DE 2023
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº 29000.005414/1991-08. Interessado: Hidroelétrica Bergamin Lt d a .
Objeto: Extinguir a concessão da Pequena Central Hidrelétrica PCH Santa Luzia D’Oeste,
com 3.000 kW de potência instalada, cadastrada sob o Código Único de Empreendimentos
de Geração CEG nº PCH.PH.RO.026716-3.01, outorgada à Hidroelétrica Bergamin Ltda., por
meio da Portaria DNAEE nº 236, de 15 de abril de 1993, c/c Resolução Autorizativa nº
1.707, de 9 de dezembro de 2008, localizada no município de Alta Floresta d’Oeste, no
estado do Rondônia. A íntegra desta Resolução consta nos autos e estará disponível no
endereço eletrônico http://biblioteca.aneel.gov.br.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 13.573, DE 7 DE FEVEREIRO DE 2023
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.005997/2022-01. Interessada: Copel Geração e Transmissão
S.A Objeto: Autoriza Copel Geração e Transmissão S.A., Contrato de Concessão n° 60/2001,
a implantar os reforços em instalação de transmissão sob sua responsabilidade e
estabelece os valores das correspondentes parcelas da Receita Anual Permitida. A íntegra
desta Resolução e seu Anexo constam dos autos e estão disponíveis em
http://biblioteca.aneel.gov.br .
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 13.619, DE 7 DE FEVEREIRO DE 2023
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.000282/2023-35. Interessada: EKTT 9 Serviços de Transmissão
de Energia Elétrica SPE S.A. Objeto: declara de utilidade pública, para desapropriação, em
favor da EKTT 9 Serviços de Transmissão de Energia Elétrica SPE S.A., a área de terra
necessária à implantação da Subestação 500 kV Nova Ponte 3, localizada no município de
Nova Ponte, estado de Minas Gerais. A íntegra desta Resolução e seu Anexo constam dos
autos e estão disponíveis em http://biblioteca.aneel.gov.br .
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 13.625, DE 7 DE FEVEREIRO DE 2023
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº: nº 48500.004606/2021-42. Interessado: Sky Energy São Mamede
Projeto Solar SPE Ltda. Objeto: Altera a Resolução Autorizativa nº 10.753, de 13 de outubro
de 2021, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão
administrativa, em favor da Sky Energy São Mamede Projeto Solar SPE Ltda., das áreas de
terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão UFV Sky São Mamede – SE Santa
Luzia II, localizada nos municípios de Santa Luzia e São Mamede, estado da Paraíba. A
íntegra desta Resolução e seu Anexo constam dos autos e estão disponíveis em
http://biblioteca.aneel.gov.br.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.060, DE 7 DE FEVEREIRO DE 2023
Altera os Procedimentos de Regulação Tarifária –
PRORET para contemplar a regulação dos aspectos
econômicos da Lei n. 14.300 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 n. 9.427 de 26 de dezembro de 1996, na Lei n. 10.438 de 26 de abril
de 2002, na Lei n. 14.300 de 6 de janeiro de 2022, no Decreto n. 9.022 de 31 de março
de 2017 e o que consta do Processo nº 48500.004390/2022-04, resolve:
Art. 1º Esta Resolução Normativa dispõe sobre a regulação dos aspectos
econômicos da Lei nº 14.300 de 2022 associados aos processos tarifários e à Conta de
Desenvolvimento Energético – CDE.
Art. 2º Aprovar as versões dos Submódulos dos Procedimentos de Regulação
Tarifária – PRORET:
I) Submódulo 5.2, versão 1.3;
II) Submódulo 7.1, versão 2.8;
III) Submódulo 7.2, versão 2.5;
IV) Submódulo 7.3, versão 2.6;
Art. 3º Alterar os Quadros I e II do Anexo I da Resolução Normativa nº 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 I
Alteração na REN 1.003 de 1º de fevereiro de 2022
ESTRUTURA DO PRORET – RELAÇÃO DE MÓDULOS E SUBMÓDULOS
Quadro I – Versões Vigentes
Onde se lê:
. M Ó D U LO S Anexo Versão VIGÊNCIA
. Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE XXXIX 1.2 Desde 6/12/2022
. Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais LI 2.7 Desde 2/12/2022
. Submódulo 7.2 -Tarifas de Referências LII 2.2C Desde 1º/03/2022
. Submódulo 7.2 -Tarifas de Referências LII 2.4 Desde 07/04/2022
. Submódulo 7.3 -Tarifas de Aplicação LIII 2.5 Desde 2/12/2022
Leia-se:
. M Ó D U LO S Anexo Versão VIGÊNCIA
. Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE XXXIX 1.3 Desde 08/02/2023
. Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais LI 2.8 Desde 08 /02/2023
. Submódulo 7.2 -Tarifas de Referências LII 2.5 Desde 08/02/2023
. Submódulo 7.3 -Tarifas de Aplicação LIII 2.6 Desde 08/02/2023
Quadro II – Versões Anteriores
Onde se lê:
. Submódulo Versão At o Aprovação Vigência de: At é :
. 7.2 2.2 REN 912/2021 02/02/2021 28/02/2022
. 7.1 2.5C REN 1.008/2022 01/03/2022 09/04/2022
Leia-se:
. Submódulo Versão At o Aprovação Vigência de: At é :
. 7.2 2.3 REN 912/2021 02/02/2021 28/02/2022
. 7.1 2.5C REN 1.003/2022 01/03/2022 06/04/2022
Incluir:
. Submódulo Versão At o Aprovação Vigência de: At é :
. 5.2 1.1C REN 1.003/2022 01/3/2022 05/12/2022
. 5.2 1.2 REN 1.049/2022 6/12/2022 07 /02/2023
. 7.1 2.6 REN 1.008/2022 7/04/2022 01/12/2022
. 7.1 2.7 REN 1.048/2022 e 1.049/2022 02/12/2022 07/02/2023
. 7.2 2.3C REN 1.003/2022 01/03/2022 06/04/2022
. 7.2 2.4 REN 1.008/2022 07/04/2022 07/02/2023
. 7.3 2.3C REN 1.003/2022 01/03/2022 31/07/2022
. 7.3 2.4C REN 1.028/2022 01/08/2022 01/12/2022
. 7.3 2.5 REN 1.048/2022 02/12/2022 07 /02/2023
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 e nas tarifas de energia dos consumidores que adquirem energia em condições
reguladas;
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 DE CDE USO E CDE GD
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.Os pagamentos de quotas anuais da CDE GD efetuados pelos agentes que
atendem consumidores finais cativos, mediante cobrança das tarifas de energia dos
consumidores que adquirem energia em condições reguladas.
9. 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
10. 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).
11. 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.
12. 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
13. 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.
14. 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 13 deste Submódulo.
15. 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.
16. A ELETROBRAS deverá informar à CCEE, até 10 de setembro de cada ano, a
previsão de reposição de financiamentos concedidos pela RGR.
17. 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.
18. Após Audiência Pública e análise da Superintendência de Fiscalização
Financeira – 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
19. 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.
20. 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
21. 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.
22. 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)
b.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
c.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
23. 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.
24. 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
25. 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.
26. 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
27. 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.
28. 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.
29. 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).
30. A CCEE encaminhará à ANEEL, até 15 de outubro de cada ano, o PAC da
CCC.
31. Para fins de aprovação do orçamento da CDE, deverá ser levado em
consideração os limites de reembolso previstos na Resolução Normativa nº 801/2017.
32. Após Audiência Pública e análise da Superintendência de Regulação da
Geração – 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
33. A CDE busca promover a competitividade de energia produzida a partir da
fonte carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados, destinandose 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.
34. 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.
35. 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.
36. 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.
37. 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
FO N T ES
38. 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.
39. 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.
40. O custeio dessas finalidades ocorrerá com recursos destinados à CDE
exclusivamente para esses fins.
3.2.6. BENEFÍCIOS TARIFÁRIOS NA DISTRIBUIÇÃO
41. 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 e os artigos 22 e 25 da Lei nº
14.300, de 6 de janeiro de 2022.
42. 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;
subclasse serviço público de irrigação; e
consumidores que participam do Sistema de Compensação de Energia Elétrica
– SCEE de que trata a Lei nº 14.300/2022.
43. As previsões de gastos da CDE com benefícios tarifários na distribuição,
dos itens de “a” a “g” do parágrafo anterior, 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.
44. As previsões de gastos da CDE com o benefício tarifário do SCEE, item “h”
do parágrafo 42, a ser considerado para aprovação do orçamento anual da CDE serão
feitas pela ANEEL, a partir de informações dos benefícios tarifários concedidos nos
processos tarifários, da projeção de crescimento da energia gerada divulgada pela
Empresa de Pesquisa Energética – EPE, a projeção do IPCA e as regras de transição
dispostas na Lei nº 14.300/2022.
3.2.7. BENEFÍCIOS TARIFÁRIOS NA TRANSMISSÃO
45. 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.
46. 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.
47. 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.
48. 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
49. 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
50. 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.
51. Esses valores não podem exceder a 0,2% (dois décimos por cento) do
orçamento anual da CDE, sendo excluídos desse limite os encargos tributários.
52. 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.
53. 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
54. 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.
55. 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.
56. O custeio dessas finalidades ocorrerá com recursos destinados à CDE
exclusivamente para esses fins.
3.2.11. SUBVENÇÃO PARA COOPERATIVAS DE ELETRIFICAÇÃO RURAL
57. 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.
58. 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.
59. 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
60. 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.
61. A subvenção para as concessionárias com mercado próprio anual inferior
a 350 GWh será homologada no processo tarifário anual da concessionária afetada.
62. 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
63. A reserva técnica é destinada a garantir os compromissos assumidos pela
CDE, não podendo ultrapassar 5% do valor do orçamento anual da CDE.
64. 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.
65. 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
66. 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.
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico
http://www.in.gov.br/autenticidade.html, pelo código 05152023021300041
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Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 31, segunda-feira, 13 de fevereiro de 2023
67. 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.
68. Além das finalidades acima descritas, a CDE também se destina a custear
eventuais restos a pagar de anos anteriores.
4. RITO ORÇAMENTÁRIO
69. O orçamento da CDE será consolidado anualmente pela CCEE e aprovado
pela ANEEL.
70. 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.
71. 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.
72. 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.
73. 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.
74. 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.
75. 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.
76. 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
77. O item “h” do parágrafo 42 compõe a CDE GD, enquanto as demais
destinações de recursos compõe a CDE USO.
5.1. REGRA DE RATEIO DAS QUOTAS ANUAIS DA CDE USO
78. O montante a ser arrecadado em quotas anuais da CDE USO
corresponderá à diferença entre as necessidades de recursos e as demais fontes do
orçamento anual aprovado pela ANEEL.
79. 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 USO, definido em R$ por MWh.
80. O custo unitário da CDE USO 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.
81. 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.
82. 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.
83. 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
84. Os custos unitários da CDE USO, 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.
85. 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 USO para o respectivo
subsistema e nível de mercado, ao mercado realizado.
86. A aplicação da TUST-CDE segue o mesmo período de vigência do
orçamento anual da CDE.
87. Para as concessionárias e permissionárias de distribuição, as quotas são
definidas nos respectivos processos tarifários, resultante da aplicação do custo unitário
da CDE USO, 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.
88. 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. REGRA DE RATEIO DAS QUOTAS ANUAIS DA CDE GD
89. O montante a ser arrecadado em quotas anuais da CDE GD será rateado
entre os agentes de distribuição de energia elétrica, e repassado às tarifas de energia dos
consumidores cativos, considerando o custo unitário da CDE GD, definido em R$ por
MWh.
90. O custo unitário e as tarifas de referência da CDE GD serão definidos da
mesma forma que os da CDE USO.
91. O mercado dos consumidores cativos do sistema de distribuição,
considerando a energia compensada, é deduzido do mercado Subclasse Baixa Renda. As
informações são obtidas do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado
para Regulação Econômica – SAMP.
92. As demais regras de rateio da CDE GD são as mesmas que as da CDE
U S O.
5.3. PROCEDIMENTOS DE COBRANÇA DAS QUOTAS ANUAIS
93. 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.
94. As quotas mensais das concessionárias de transmissão deverão ser
recolhidas à CDE até o dia 10 (dez) do terceiro mês subsequente ao de medição.
95. 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.
96. 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
97. 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.
98. A CCEE utilizará contas-correntes específicas para a gestão administrativa
e a movimentação dos recursos financeiros da CDE, da CCC e da RGR.
99. Os saldos disponíveis nas contas-correntes de que trata o item anterior
deverão ser aplicados em investimentos financeiros de baixo risco.
100. 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.
101. 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.
102. 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.
103. 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.
104. 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.
105. 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.
106. 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.
107. 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.
108. A CCEE poderá realizar encontro de contas dos débitos e créditos dos
agentes com benefícios e obrigações vencidas relacionadas aos fundos setoriais.
109. 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.
110. 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.
111. 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.
112. 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.
113. Novo pedido de parcelamento somente será deferido depois de quitado
o parcelamento já concedido.
114. O deferimento de parcelamento não descaracteriza a infração cometida
pelo agente setorial e, portanto, não suspende e/ou interrompe eventual processo
punitivo já instaurado.
115. 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.
116. Os procedimentos de regularização das despesas em atraso devem
observar a priorização das pendências mais antigas e a isonomia entre os credores.
117. 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.
118. 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.
119. 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.
120. 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.
121. 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.
122. 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
123. 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.
124. 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.
125. 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
126. 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
127. 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
128. 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.
129. 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.
130. 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.
131. 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.
132. 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.
133. O não encaminhamento das informações no prazo estipulado no
Submódulo 10.6 do PRORET implicará na suspensão dos pagamentos até a regularização
da situação.
134. 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.
135. 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.
136. 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
137. 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.
138. 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.
139. 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.
140. 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.
141. Os registros não validados poderão ser retificados, conforme instruções
da ANEEL.
8.1.2. DO PAGAMENTO DO REEMBOLSO DA CDE
142. 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.
143. 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
144. 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
145. As glosas encaminhadas pela ANEEL até o último dia útil devem ser
processadas pela CCEE no pagamento do reembolso imediatamente subsequente.
146. 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 ELETROBAS
147. 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.
148. 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
149. O reembolso da CCC e da Subconta Carvão Mineral deverá seguir as
disposições normativas específicas.
150. 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
151. As receitas e despesas da CDE deverão ser tornadas públicas, em sítio da
internet.
9.1. PUBLICIDADE PELA ANEEL
152. A ANEEL publicará em seu sítio da internet: o orçamento anual, os
custos unitários da CDE e as quotas fixadas para os agentes.
153. 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
154. 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
155. 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.
156. 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
157. 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.
158. 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.
159. 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.
160. 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 130, que
passa a vigorar a partir do primeiro processo tarifário homologado após a publicação
deste Submódulo.
161. A concatenação das quotas das concessionárias de distribuição com os
seus respectivos processos tarifários dependerá da devida previsão orçamentária.
162. 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.
163. 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
164. Permanecerá sob responsabilidade da Eletrobras quaisquer atos
praticados na elaboração, gestão e execução destes contratos até o dia 30 de abril de
2017.
165. 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.
166. É temporária a subvenção associada aos benefícios tarifários dos
consumidores participantes do SCEE, dispostos no item 3.2.6 deste Submódulo, de acordo
com o disposto nos art. 22, 25, 26 e 27 da Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022.
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que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
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54
Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 31, segunda-feira, 13 de fevereiro de 2023
adjacente, substitui-se 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.
10. PERCENTUAIS DE REDUÇÃO TUSD E TE – SISTEMA DE COMPENSAÇÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA – SCEE
52. Aplica-se período de transição aos benefícios tarifários incidentes na parcela
de consumo de energia compensada, nos termos da Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de
2022. O período de transição é vinculado com a data de conexão e modalidade de geração,
conforme segue:
I.- GD I: conexões existentes ou solicitadas até 7 de janeiro de 2023, de acordo
com art. 26 da Lei nº 14.300/2022. O percentual de redução será de 100% a ser aplicado
na TUSD e TE para estabelecimento da tarifa de aplicação utilizada no faturamento da
parcela de consumo de energia compensada até 31 de dezembro de 2045;
II. – GD II: conexões solicitadas a partir de 8 de janeiro de 2023, que não se
enquadram nas condições de GD III descrita neste Submódulo, de acordo com o caput do
art. 27 da Lei nº 14.300/2022. Os percentuais de redução a serem aplicados na TUSD e TE
para estabelecimento da tarifa de aplicação utilizada no faturamento da parcela de
consumo de energia compensada até 31 de dezembro de 2028 serão:
a) TUSD: uma razão do correspondente valor, considerando a incidência de
todos os componentes tarifários, e a aplicação dos percentuais de benefícios tarifários no
componente tarifário TUSD Fio B, por ano civil:
i. 85% de 08/01/2023 a 31/12/2023;
ii. 70% de 01/01/2024 a 31/12/2024;
iii. 55% de 01/01/2025 a 31/12/2025;
iv. 40% de 01/01/2026 a 31/12/2026;
v. 25% de 01/01/2027 a 31/12/2027;
vi. 10% de 01/01/2028 a 31/12/2028;
b) TE: 100%, considerando a não incidência das funções de custos TE Energia e
TE Transporte.
III. – GD III: conexões solicitadas a partir de 8 de janeiro de 2023, com potência
instalada acima de 500 kW, em fonte não despachável na modalidade autoconsumo
remoto ou na modalidade geração compartilhada, em que um único titular detenha 25%
ou mais de participação do excedente de energia, de acordo com o § 1º do art. 27 da Lei
n. 14.300/2022. Os percentuais de redução a serem aplicados na TUSD e TE para
estabelecimento da tarifa de aplicação utilizada no faturamento da parcela de consumo de
energia compensada até 31 de dezembro de 2028, serão:
a) TUSD: uma razão do correspondente valor, considerando:
i. 60% do componente TUSD Fio A;
ii. 100% dos componentes tarifários da TUSD ENCARGOS: ONS, CDE, CDE
CONTAS e PROINFA;
iii. 100% da função de custo TUSD PERDAS; e
iv. 100% da função de custo TUSD OUTROS;
b) TE, considerando, a não incidência das funções de custos TE Energia e TE
Transporte:
i. 100% da função de custo TE PERDAS;
ii. 100% dos componentes tarifários da TE ENCARGOS: CFRUH, ESS/ERR, TE CDE,
CDE GD e CDE ELET; e
iii. 100% da função de custo TE OUTROS.
53. Os percentuais de redução definidos no parágrafo anterior serão publicados
nas Resoluções Homologatórias dos processos tarifários de distribuição.
DESPACHO N° 289, DE 7 DE FEVEREIRO DE 2023
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso das suas atribuições regimentais, tendo em vista deliberação da Diretoria e o que
consta do Processo nº 48500.004905/2021-87, decide por: (i) conhecer do pedido de
reconsideração interposto pela CPFL Paulista, cadastrada sob o CNPJ 33.050.196/0001-88 e
(ii) no mérito negar-lhe provimento.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
DESPACHO Nº 292, DE 7 DE FEVEREIRO DE 2023
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 48500.005271/2019-65, 48500.005053/2019-21, decide: (i)
conhecer e, no mérito, negar provimento, ao Pedido de Reconsideração interposto pela
Palmaplan Energia SPE S.A. cadastrada sob CNPJ 34.238.198/0001-68 em face do Despacho
nº 1.372/2022, que negou provimento aos pedidos de reconhecimento de excludente de
responsabilidade e de alteração do cronograma de implantação da Usina Termelétrica UTE
Palmaplan Energia 2, localizada no município de Rorainópolis, estado de Roraima; e (ii)
conhecer e, no mérito, negar provimento, ao Pedido de Reconsideração interposto pela
Palmaplan Energia SPE S.A. em face do Despacho nº 1.373/2022, que aplicou a penalidade
de multa no valor de R$ 1.645.359,91 (um milhão, seiscentos e quarenta e cinco mil,
trezentos e cinquenta e nove reais e noventa e um centavos), em decorrência do atraso
em curso na implantação da – UTE Palmaplan Energia 2.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
DESPACHO Nº 293, DE 7 DE FEVEREIRO DE 2023
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 48500.000092/2023-18, decide: (i) conhecer e, no mérito
negar provimento ao Requerimento Administrativo interposto pelas empresas Central
Fotovoltaica Taboleiro do Meio 2 SPE Ltda. cadastrada sob o CNPJ 44.889.444/0001-03,
Central Fotovoltaica Taboleiro do Meio 3 SPE Ltda. cadastrada sob o CNPJ
44.878.582/0001-89, Central Fotovoltaica Taboleiro do Meio 4 SPE Ltda. cadastrada sob
o CNPJ 44.878.595/0001-58, Central Fotovoltaica Taboleiro do Meio 5 SPE
Ltda.cadastrada sob o CNPJ 44.878.596/0001-00, Central Fotovoltaica Taboleiro do Meio
6 SPE Ltda. cadastrada sob o cnpj 44.936.378/0001-77, Central Fotovoltaica Taboleiro
do Meio 7 SPE Ltda cadastrada sob o CNPJ 44.936.416/0001-91. e Central Fotovoltaica
Taboleiro do Meio 8 SPE Ltda. cadastrada sob o CNPJ 44.936.422/0001-49, com vistas
ao com vistas à suspensão da cobrança dos Encargos de Uso do Sistema de
Transmissão das Centrais Geradoras Fotovoltaicas Taboleiro do Meio II a VIII,
localizadas no município de Coremas, estado da Paraíba; e (ii) conhecer e negar
provimento ao Pedido de Medida Cautelar interposto pela recorrente, por perda de
objeto, tendo em vista a decisão do mérito do Requerimento Administrativo.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
R E T I F I C AÇÕ ES
Na Resolução Autorizativa ANEEL, nº 10.233, de 29 de junho de 2021,
constante no Processo número: 48500.005554/2017-45, publicado no D.O. de
06.07.2021, seção 1, p. 57, v. 159, n. 125. No art. 1º Onde se lê: “§2º A central
geradora é constituída por 10 (dez) unidades geradoras de 30.000 kW (trinta mil
quilowatts) cada.” Leia-se: “§2º A central geradora é constituída por 10 (dez) unidades
geradoras de 3.000 kW (três mil quilowatts) cada”.
Na Resolução Autorizativa ANEEL, nº 10.234, de 29 de junho de 2021, constante no Processo
número: 48500.005555/2017-90, publicado no D.O. de 06.07.2021, seção 1, p. 57, v. 159, n.
125. No art. 1º Onde se lê: “§2º A central geradora é constituída por 10 (dez) unidades
geradoras de 30.000 kW (trinta mil quilowatts) cada.” Leia-se: “§2º A central geradora é
constituída por 10 (dez) unidades geradoras de 3.000 kW (três mil quilowatts) cada”.
Na Resolução Autorizativa ANEEL, nº 10.235, de 29 de junho de 2021, constante no Processo
número: 48500.005556/2017-34, publicado no D.O. de 06.07.2021, seção 1, p. 57, v. 159, n.
125. No art. 1º Onde se lê: “§2º A central geradora é constituída por 10 (dez) unidades
geradoras de 30.000 kW (trinta mil quilowatts) cada.” Leia-se: “§2º A central geradora é
constituída por 10 (dez) unidades geradoras de 3.000 kW (três mil quilowatts) cada”.
Na Resolução Autorizativa ANEEL, nº 10.236, de 29 de junho de 2021, constante no Processo
número: 48500.005553/2017-09, publicado no D.O. de 06.07.2021, seção 1, p. 57, v. 159, n.
125. No art. 1º Onde se lê: “§2º A central geradora é constituída por 10 (dez) unidades
geradoras de 30.000 kW (trinta mil quilowatts) cada.” Leia-se: “§2º A central geradora é
constituída por 10 (dez) unidades geradoras de 3.000 kW (três mil quilowatts) cada”.
Na Resolução Autorizativa ANEEL, nº 10.237, de 29 de junho de 2021, constante no Processo
número: 48500.005551/2017-10, publicado no D.O. de 06.07.2021, seção 1, p. 57, v. 159, n.
125. No art. 1º Onde se lê: “§2º A central geradora é constituída por 10 (dez) unidades
geradoras de 30.000 kW (trinta mil quilowatts) cada.” Leia-se: “§2º A central geradora é
constituída por 10 (dez) unidades geradoras de 3.000 kW (três mil quilowatts) cada”.
R E T I F I C AÇ ÃO
Na íntegra da Resolução Homologatória nº 3.124, de 27 de setembro de
2022, cujo resumo foi publicado no D.O.U. nº 186, de 29 de setembro de 2022, Seção
1, página 42, constante do Processo nº 48500.004970/2021-11, retificar a Tabela 6 do
Anexo, conforme descrito abaixo, e disponibilizar no endereço eletrônico
https://biblioteca.aneel.gov.br/.
Onde-se lê:
TABELA 6 – VALOR MENSAL DA SUBVENÇÃO DA CDE PARA CUSTEAR
DESCONTOS TARIFÁRIOS (Cerbranorte).
. D ES C R I Ç ÃO AJUSTE (R$) PREVISÃO (R$) VALOR MENSAL (R$)
. SUBSÍDIO GERAÇÃO FONTE INCENTIVADA (509,28) 7.342,51 6.833,23
. SUBSÍDIO DISTRIBUIÇÃO (48.093,04) 0,00 (48.093,04)
. SUBSÍDIO ÁGUA, ESGOTO E SANEAMENTO 131,31 1.754,02 1.885,33
. SUBSÍDIO RURAL (14.160,73) 80.568,12 66.407,39
. SUBSÍDIO IRRIGANTE/AQUICULTOR (4.114,00) 27.537,06 23.423,06
. T OT A L (66.745,74) 117.201,71 50.455,97
Leia-se:
TABELA 6 – VALOR MENSAL DA SUBVENÇÃO DA CDE PARA CUSTEAR
DESCONTOS TARIFÁRIOS (Cerbranorte).
. D ES C R I Ç ÃO AJUSTE (R$) PREVISÃO (R$) VALOR MENSAL (R$)
. SUBSÍDIO CARGA FONTE INCENTIVADA 2.854,38 3.173,73 6.028,11
. SUBSÍDIO GERAÇÃO FONTE INCENTIVADA 85,30 6.833,71 6.919,02
. SUBSÍDIO DISTRIBUIÇÃO (48.093,04) 0,00 (48.093,04)
. SUBSÍDIO ÁGUA, ESGOTO E SANEAMENTO 131,31 1.754,02 1.885,33
. SUBSÍDIO RURAL (14.160,73) 80.568,12 66.407,39
. SUBSÍDIO IRRIGANTE/AQUICULTOR (4.114,00) 27.537,06 23.423,06
. T OT A L (63.296,78) 119.866,65 56.569,86
R E T I F I C AÇÕ ES
Na íntegra da Resolução Homologatória nº 3.150, de 06 dezembro de 2022,
cujo resumo foi publicado no D.O. do dia 9 de dezembro de 2022, Edição 231, Seção
1, página 147, constante do Processo nº 48500.005472/2014-58, retificar o Anexo II,
conforme redação abaixo, e disponibilizar no endereço eletrônico
http://biblioteca.aneel.gov.br
Onde se lê:
ANEXO II – Fatores de garantia física para alterar o Anexo I da Resolução
Homologatória nº 2.816/2020, referente ao ano de 2023.
Na íntegra da Resolução Homologatória nº 3.148, de 06 dezembro de 2022,
cujo resumo foi publicado no D.O. do dia 09 de dezembro de 2022, Edição 231, Seção 1,
página 147, constante do Processo nº 48500.008785/2022-78, retificar o Anexo II,
conforme redação abaixo, e disponibilizar no endereço eletrônico
http://biblioteca.aneel.gov.br
Onde se lê:
Cotas-partes e montantes de energia das usinas Angra 1 e Angra 2 a serem
alocados em 2023
. DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA Janeiro a Dezembro de 2023
. COT A – P A R T E MONTANTES CONTRATADOS (MWh)
. C E L ES C 0,04662640 625.556,094
. CERGRAL 0,00008613 1.155,571
Leia-se:
Cotas-partes e montantes de energia das usinas Angra 1 e Angra 2 a serem
alocados em 2023
. DISTRIBUIDORAS DE
ENERGIA ELÉTRICA
Janeiro a setembro de 2023 Outubro a Dezembro de 2023
. COT A – P A R T E MONTANTES CONTRATADOS
(MWh)
COT A – P A R T E M O N T A N T ES
CONTRATADOS (MWh)
. C E L ES C 0,04671253 468.746,0 0,04655038 157.417,3
. CERGAPA – – 0,00007602 257,1
. CERGRAL – – 0,00008613 291,3
SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES DE GERAÇÃO
DESPACHO Nº 127, DE 9 DE FEVEREIRO DE 2023
Processo nº: 48500.1780/2021-33. Interessado: ESB Engenharia Ltda Decisão: registrar a
compatibilidade do Sumário Executivo com os Estudos de Inventário Hidrelétrico e com o
uso do potencial hidráulico por meio da emissão de DRS-PCH do Projeto Básico da PCH
Órion, com 7.000 kW de Potência Instalada, cadastrada sob o CEG PCH.PH.PR.050517-0.01,
localizada no rio da Estrela, integrante da sub-bacia 65, na bacia hidrográfica do rio Paraná,
cuja casa de força localiza-se no município de Coronel Domingos Soares, estado de Paraná.
A íntegra deste Despacho consta dos autos e estará disponível em
http://biblioteca.aneel.gov.br
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
R E T I F I C AÇ ÃO
Na íntegra do Despacho nº 1.825, de 11 de julho de 2022, publicado no DOU
nº 130, de 12 de julho de 2022, constante no Processo nº 48500.005003/2002-42, seção 1,
p. 60, onde se lê: “registrar a Revisão do Projeto Básico da PCH Foz do Estrela”, leia-se:
“registrar a compatibilidade do Sumário Executivo com os Estudos de Inventário
Hidrelétrico e com o uso do potencial hidráulico por meio da emissão de Despacho de
Registro da Adequabilidade do Sumário Executivo (DRS-PCH) da Revisão do Projeto Básico
da PCH Foz do Estrela”.
SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO
DESPACHOS DE 9 DE FEVEREIRO DE 2023
Decisão: Liberar as unidades geradoras para início de operação a partir de 10 de fevereiro de 2023.
Nº 357 – Processo nº: 48500.006996/2013-8. Interessados: Industrial e Comercial Marvi
Ltda. Modalidade: Operação comercial. Usina: UFV Marvi Solar. Unidades Geradoras: UG1,
de 1.400,00 kW. Localização: Município de Ourinhos, no estado de São Paulo.
Nº 358 – Processo nº: 48500.006996/2013-85. Interessados: Pincéis Roma Ltda.
Modalidade: Operação comercial. Usina: UFV Pincéis Roma Pe. Unidades Geradoras: UG1,
de 1.160,00 kW. Localização: Município de Nazaré da Mata, no estado de Pernambuco.
As íntegras destes Despachos constam dos autos e estarão disponíveis em
https://biblioteca.aneel.gov.br.
RODRIGO CESAR NEVES MENDONÇA
Superintendente Adjunto
DESPACHOS DE 10 DE FEVEREIRO DE 2023
Decisão: Liberar as unidades geradoras para início de operação a partir de 11 de fevereiro de 2023.
Nº 377 – Processo nº: 48500.002355/2020-81. Interessados: Ventos de São Leopoldo
Energias Renováveis S.A. Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Ventos de Santa Leia
04. Unidades Geradoras: UG10, de 4.500,00 kW. Localização: Município de Lajes, no estado
do Rio Grande do Norte.
Nº 378 – Processo nº: 48500.004301/2021-31. Interessados: Omega Desenvolvimento de
Energia 6 S.A. Modalidade: Operação comercial. Usina: EOL Assuruá 4 IV. Unidades
Geradoras: UG1 a UG8, de 4.500,00 kW cada. Localização: Município de Gentio do Ouro,
no estado da Bahia.
As íntegras destes Despachos constam dos autos e estarão disponíveis em
https://biblioteca.aneel.gov.br.
RODRIGO CESAR NEVES MENDONÇA
Superintendente Adjunto
SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO
ECONÔMICA E ESTUDOS DO MERCADO
DESPACHO Nº 360, DE 9 DE FEVEREIRO DE 2023
O SUPERINTENDENTE DE REGULAÇÃO ECONÔMICA E ESTUDOS DO MERCADO
DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das atribuições conferidas
pelo Artigo 1º, inciso V, da Portaria ANEEL nº 3.925, de 29 de março de 2016,
considerando o disposto na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, no Decreto no 5.163,
de 30 de julho de 2004, nas Resoluções Normativas nº 1.002, de 25 de janeiro de 2022, e
nº 1.009 de 22 de março de 2022, e o que consta no Processo nº 48500.003900/2011-65,
decide homologar o 7º Termo Aditivo ao Contrato de Comercialização de Energia com
Agente Supridor – CCESUP (CCE Concessionárias/Permissionárias nº 3082375316E/DRSP)
celebrado entre a Cooperativa Distribuidora de Energia Fronteira Noroeste – COOPERLUZ
(suprida), CNPJ nº 95.824.322/0001-61, e a RGE SUL Distribuidora de Energia S.A. – RGE Sul
(supridora), CNPJ nº 02.016.440/0001-62, na modalidade de contratação com tarifa
regulada do atual agente supridor, nas condições detalhadas a seguir.
. M ÊS MONTANTES DE ENERGIA CONTRATADOS (MWh)
. 2023 2024 2025 2026 2027
. Janeiro 44,118 454,441 468,044 482,085 496,548
. Fe v e r e i r o 37,103
. Março 37,412
. Abril 35,779
. Maio 34,676
. Junho 32,162
. Julho 33,794
. Agosto 34,059
. Setembro 36,750
. Outubro 35,603
. Novembro 36,221
. Dezembro 43,500
. T OT A L 441,176
JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ