O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto no art. 7º da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 , nos arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995 , no inciso XVII, art 3º, da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996 , incluído pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004 , no art 4º, inciso VIII, Anexo I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997 , nos arts. 3º, inciso I , e 7º, do Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998 , no art. 9º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998 , nos §§ 1º e 2º, art. 1º, do Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002 , com a redação dada pelo Decreto nº 4.667, de 4 de abril de 2003 , no art. 74 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004 , o que consta do Processo nº 48500.002720/04-39, e considerando que:

é assegurado aos fornecedores e respectivos consumidores o livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica de concessionária ou permissionária de serviço público, mediante ressarcimento do custo de transporte envolvido;

cabe à ANEEL regular as tarifas e estabelecer as condições gerais de contratação do acesso e uso dos sistemas de transmissão e de distribuição de energia elétrica;

na definição do valor das tarifas, para os contratos de conexão e de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, serão consideradas as parcelas apropriadas do custo de transporte e das perdas de energia elétrica, bem como os encargos de conexão e os encargos setoriais de responsabilidade do segmento de consumo, conforme dispõe o § 1º, art. 1º, do Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002 ;

existe a necessidade de adequação da regulamentação referente às tarifas de uso dos sistemas de distribuição, no que concerne ao pagamento das quotas da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, de forma a contemplar o disposto no art. 74 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004 ; e

em função da Audiência Pública nº 047, realizada na forma presencial em 10 de março de 2005, com entrega de contribuições no período de 23 de dezembro de 2004 a 2 de março de 2005, foram recebidas sugestões de agentes do setor de energia elétrica, que contribuíram para o aperfeiçoamento deste ato regulamentar, resolve:

Art. 1º Estabelecer, na forma que se segue, as disposições consolidadas relativas ao cálculo da tarifa de uso dos sistemas de distribuição (TUSD) e da tarifa de energia elétrica (TE).

DAS DEFINIÇÕES

Art. 2º Para os fins e efeitos desta Resolução são adotados os seguintes termos e respectivos conceitos:

I - TE: tarifa de energia elétrica calculada pela ANEEL, aplicável no faturamento mensal referente a:

contrato de compra de energia celebrado entre consumidor do Grupo "A" e concessionária ou permissionária de serviço público de distribuição;

parcela correspondente a energia elétrica da tarifa de fornecimento dos consumidores do Grupo "B"; e

suprimento a concessionária ou permissionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano; e

II - TUSD: tarifa de uso dos sistemas de distribuição de energia elétrica, formada por componentes específicos;

III - TUSDg: TUSD aplicada a unidades geradoras conectadas aos sistemas de distribuição;

IV - TUST: tarifa de uso dos sistemas de transmissão de energia elétrica, na forma TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de fronteira com a Rede Básica;

V - Componentes da TUSD: valores que formam a tarifa de uso dos sistemas de distribuição, relativos a:

serviço de transmissão de energia elétrica, na forma da TUSD - Fio A;

serviço de distribuição de energia elétrica, na forma da TUSD - Fio B;

encargos do próprio sistema de distribuição, na forma da TUSD - Encargos do Serviço de Distribuição;

perdas elétricas técnicas e não técnicas, respectivamente, na forma TUSD - Perdas Técnicas e TUSD - Perdas Não Técnicas;

Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, na forma TUSD - CCCS/ SE /CO , TUSD - CCCN/ NE e TUSD - CCC isolados , conforme o caso;

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, nas formas TUSD - CDES/ SE /CO e TUSD - CDEN/ NE , conforme o caso; e

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA; e

VI - DRA: "Data de Referência Anterior" correspondente à data de vigência do último reajuste ou revisão tarifária, conforme estabelecido no contrato de concessão de distribuição;

VII - DRP: "Data do Reajuste em Processamento" referente ao cálculo atual, realizado 01 (um) ano após DRA, relativo ao reajuste das tarifas aplicadas por concessionária de distribuição;

VIII - Mercado Cativo: montante de energia faturada para atendimento a consumidores cativos e para o suprimento de outras concessionárias ou permissionárias de distribuição de energia elétrica, não incluído o montante relativo às perdas elétricas dos sistemas de distribuição;

IX - Mercado de Referência de Demanda: composto pela quantidade de demanda de potência faturada para o atendimento a consumidores cativos, consumidores livres, autoprodutores, geradores, outras concessionárias ou permissionárias de distribuição de energia elétrica, nos 12 (doze) meses que antecedem a data do reajuste em processamento, não considerando a quantidade de demanda faturada por ultrapassagem do valor contratado;

X - Mercado de Referência de Energia: composto pela quantidade de energia elétrica faturada para o atendimento a consumidores cativos, autoprodutores, outras concessionárias ou permissionárias de distribuição de energia elétrica, bem como pela quantidade de energia relativa aos consumidores livres no que tange ao uso dos sistemas de distribuição, nos 12 (doze) meses que antecedem a data do reajuste em processamento;

XI - Parcela "A" da TUSD: parcela correspondente ao custo não gerenciável, composta pelo valor dos seguintes itens:

quota da Reserva Global de Reversão - RGR;

Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Eficiência Energética;

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE;

contribuição para o Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS;

quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis - CCC;

quota de recolhimento à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE;

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA;

Perdas Elétricas do Sistema de Distribuição;

tarifas de uso das instalações de transmissão da Rede Básica - TUSTRB e tarifas de uso das instalações de fronteira - TUSTFR;

uso da rede de distribuição de outras concessionárias; e

custo de conexão aos sistemas de transmissão; e

XII - Parcela "B" da TUSD: corresponde à componente da TUSD que agrupa os valores relativos à remuneração dos ativos, a quota de reintegração decorrente da depreciação e ao custo de operação e manutenção;

XIII - Perdas Elétricas do Sistema de Distribuição: perdas elétricas reconhecidas pela ANEEL quando da revisão tarifária periódica, compostas por:

perdas na Rede Básica, correspondentes às perdas nos sistemas de transmissão, apuradas no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE;

perdas técnicas, correspondentes às perdas no transporte da energia na rede de distribuição; e

perdas não técnicas, correspondentes à parcela de energia consumida e não faturada por concessionária de distribuição, devido a irregularidades no cadastro de consumidores, na medição e nas instalações de consumo; e

XIV - Receita Requerida de Distribuição: receita a ser recuperada pela aplicação das componentes da TUSD ao mercado de referência de energia e demanda;

XV - Tarifa de Fornecimento: tarifa aplicável no faturamento mensal de energia elétrica dos consumidores cativos de concessionária ou permissionária de distribuição, homologada pela ANEEL, correspondente aos valores relativos à tarifa de uso dos sistemas de distribuição e à tarifa de energia elétrica.

DA COMPOSIÇÃO DA TE

Art. 3º A tarifa de energia elétrica (TE) será formada pelo valor dos seguintes itens:

I - custo de aquisição de energia elétrica para revenda;

II - custo da geração própria da concessionária de distribuição;

III - repasse da potência proveniente da Itaipu Binacional;

IV - transporte da energia proveniente da Itaipu Binacional

V - uso dos sistemas de transmissão da Itaipu Binacional;

VI - uso da Rede Básica vinculado aos Contratos Iniciais;

VII - Encargos de Serviços do Sistema - ESS;

VIII - Perdas na Rede Básica;

IX - Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Eficiência Energética; e

X - Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE.

§ 1º A TE referente ao suprimento a outras concessionárias ou permissionárias de distribuição será formada pelo valor dos itens de I a IX, observadas as condições estabelecidas nos §§ 2º e 3º seguintes. (Redação dada ao parágrafo pela Resolução Normativa ANEEL nº 243, de 19.12.2006, DOU 21.12.2006 )

Nota:Redação Anterior:
"§ 1º A TE referente a contrato de suprimento a outras concessionárias ou permissionárias de distribuição será formada pelo valor dos itens de I a VIII, observadas as condições estabelecidas nos §§ 2º e 3º seguintes."

§ 2º Caso a concessionária ou permissionária suprida seja agente da CCEE, a TE aplicada ao respectivo consumo não deverá incluir os valores a que se referem os itens VII e VIII.

§ 3º Caso a concessionária ou permissionária suprida seja detentora de quota-parte de Itaipu, a TE aplicada ao respectivo consumo não deverá incluir os valores a que se referem os incisos III, IV e V.

Art. 4º Para definição do custo da geração própria da concessionária de distribuição, de que trata o inciso II do art. 3º, serão considerados os seguintes itens:

I - remuneração dos ativos de geração de energia elétrica, estabelecidos no âmbito da revisão tarifária periódica;

II - quota de reintegração dos ativos em decorrência da depreciação;

III - custos operacionais estabelecidos no âmbito da revisão tarifária periódica;

IV - quota da Reserva Global de Reversão - RGR;

V - uso dos sistemas próprios de distribuição;

VI - Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE;

VII - Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Eficiência Energética; e

VIII - Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos - CFURH.

§ 1º Será estabelecida tarifa, em R$/MWh, mediante totalização dos valores correspondentes aos incisos I a VIII, em base anual, de forma a contemplar todos os empreendimentos de geração própria da concessionária de distribuição, e o resultado obtido deverá ser divido pela energia assegurada total dos empreendimentos considerados.

§ 2º Caso inexista energia assegurada homologada para o empreendimento de geração própria, será considerada, para fins de aplicação do disposto no § 1º, a geração anual verificada.

DO CÁLCULO DA TE

Art. 5º Nos reajustes tarifários anuais ou nas revisões tarifárias periódicas das concessionárias ou permissionárias de distribuição, até março de 2008, a tarifa de energia elétrica (TE) será calculada a partir da composição das seguintes parcelas:

I - Parcela I, com peso de 50%, 25% e 0%, respectivamente, em 2005, 2006 e 2007, definida pela tarifa de fornecimento em DRP, descontada a tarifa de uso dos sistemas de distribuição, conforme componentes estabelecidos no art. 12; e

II - Parcela II, com peso de 50%, 75% e 100%, respectivamente, em 2005, 2006 e 2007, definida com base no somatório dos itens formadores da TE, em DRP, conforme os incisos do art. 3º.

§ 1º Na definição da Parcela II, referida no inciso anterior, a tarifa será isonômica em todos os níveis de tensão e corresponderá à tarifa obtida pela divisão entre o custo associado a cada item formador da TE e o mercado de referência de energia, descontado o consumo relativo a consumidores livres e o suprimento a outras concessionárias de distribuição, quando observadas as condições referidas nos §§ 2º e 3º do art. 3º.

§ 2º Ao final do período estabelecido no caput, a TE corresponderá a um único valor para cada posto tarifário, independente do nível de tensão, resultante do cálculo de que trata o parágrafo anterior.

§ 3º O disposto neste artigo não se aplica às concessionárias ou permissionárias de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano.

Art. 6º A TE relativa ao suprimento a concessionária ou permissionária de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano será calculada de acordo com os seguintes procedimentos: (Redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 243, de 19.12.2006, DOU 21.12.2006 )

Nota:Redação Anterior:
"Art. 6º A TE relativa ao suprimento à concessionária ou permissionária de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano será revisada na data do terceiro reajuste ou da revisão das tarifas da concessionária suprida, o que ocorrer primeiro após a publicação desta Resolução, de acordo com os seguintes procedimentos:"

I - o valor, em reais (R$), relativo a cada um dos incisos de I a IX do art. 3º, deverá ser dividido pelo mercado de referência de energia da concessionária supridora, em MWh, descontado o mercado relativo a consumidores livres e o montante de atendimento à concessionária ou permissionária de distribuição, quando observadas as condições referidas nos §§ 2º e 3º do art. 3º; e (Redação dada ao inciso pela Resolução Normativa ANEEL nº 243, de 19.12.2006, DOU 21.12.2006 )

Nota:Redação Anterior:
I - o valor, em reais (R$), relativo a cada um dos incisos de I a VIII do art. 3º, deverá ser dividido pelo mercado de referência de energia da concessionária supridora, em MWh, descontado o mercado relativo a consumidores livres e o montante de atendimento à concessionária ou permissionária de distribuição, quando observadas as condições referidas nos §§ 2º e 3º do art. 3º; e"

II - os valores, em R$/MWh, obtidos de acordo com o inciso anterior, deverão ser totalizados obtendo-se o valor final da TE, observadas as condições estabelecidas nos §§ 2º e 3º do art. 3º.

Art. 7º O custo das perdas na Rede Básica, considerado na composição da TE, será calculado conforme os procedimentos a seguir:

I - aplica-se ao mercado cativo o percentual de perdas na Rede Básica, calculado no âmbito da CCEE; e

II - o valor resultante da operação referida no inciso I, obtido em MWh, será multiplicado pelo custo médio ponderado de aquisição de energia da concessionária de distribuição, definido em R$/MWh.

Art. 8º A TE relativa a consumidores do Grupo "A" será estabelecida com estrutura horo-sazonal, sem prejuízo do disposto no art. 53 da Resolução nº 456, de 29 de novembro de 2000 , preservando as seguintes relações percentuais:

I - a tarifa para aplicação no período seco deverá ser 12% (doze por cento) maior em relação à tarifa do período úmido; e

II - a tarifa aplicada ao consumo verificado no horário da ponta deverá ser 72% (setenta e dois por cento) maior em relação à tarifa do horário fora da ponta.

Parágrafo único. As relações de que tratam os incisos deste artigo deverão ser consideradas no cálculo a que se refere o § 1º do art. 5º.

DO REAJUSTE DA TE

Art. 9º O reajuste da TE será calculado mediante a aplicação do Índice de Reajuste Tarifário específico do respectivo item (IRT ITEM), sobre cada item que a compõe em DRA, conforme disposto no art. 3º, de acordo com a seguinte fórmula:

Onde:

Valor 1 = valor associado a cada item que compõe a TE, considerando as condições vigentes em DRP e o mercado de referência; e

Valor 0 = valor associado a cada item que compõe a TE, considerando as condições vigentes em DRA e o mercado de referência.

§ 1º Durante o período a que se refere o art. 5º, será aplicado o índice de reajuste tarifário médio à tarifa de fornecimento considerada no cálculo da Parcela I e o método do IRTITEM à TE considerada no cálculo da Parcela II.

§ 2º O reajuste da tarifa de energia elétrica aplicada à concessionária ou permissionária de distribuição, cujo mercado próprio seja inferior a 500 GWh/ano, será calculado nos termos deste artigo, observado o disposto no art. 6º.

Art. 10. A partir do ano 2008, a tarifa de energia elétrica dos consumidores cativos, praticada pelas concessionárias de distribuição, será reajustada conforme disposto no art. 9º ou calculada no âmbito da revisão tarifária periódica.

Art. 11. Para fins de reajuste ou revisão da TE serão considerados os efeitos do mecanismo referente à Conta de Compensação de Variação de Valores da Parcela "A" - CVA, criado pela Portaria Interministerial nº 025, de 24 de janeiro de 2002 , observando os itens formadores da respectiva tarifa.

DAS COMPONENTES DA TUSD

Art. 12. A receita requerida de distribuição será segregada em função das componentes da TUSD definidas neste artigo.

§ 1º A componente da tarifa de uso dos sistemas de distribuição, correspondente ao custo do serviço prestado pela própria distribuidora, denominada TUSD - Fio B, será formada pelo valor dos seguintes itens:

I - remuneração dos ativos de distribuição de energia elétrica, calculado no âmbito da revisão tarifária periódica;

II - quota de reintegração dos ativos em decorrência da depreciação; e

III - custo operacional estabelecido no âmbito da revisão tarifária periódica.

§ 2º A componente da tarifa de uso dos sistemas de distribuição, correspondente ao custo do uso de redes de distribuição ou de transmissão de terceiros, denominada TUSD - Fio A, será formada pelo valor dos seguintes itens:

I - custo relativo ao pagamento da TUSTRB;

II - custo relativo ao pagamento da TUSTFR;

III - custo com a conexão às instalações da Rede Básica;

IV - custo com o uso da rede de distribuição de outras concessionárias; e

V - perdas elétricas na Rede Básica, referentes ao montante de perdas técnicas e não técnicas.

§ 3º A componente da tarifa de uso dos sistemas de distribuição, correspondente ao custo dos encargos vinculados ao serviço de distribuição de energia elétrica, denominada TUSD - Encargos do Serviço de Distribuição, será formada pelo valor dos seguintes itens:

I - quota da Reserva Global de Reversão - RGR;

II - Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE;

III - Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Eficiência Energética; e

IV - contribuição para o Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.

§ 4º A componente da tarifa de uso dos sistemas de distribuição, correspondente ao custo das perdas técnicas, é denominada TUSD - Perdas Técnicas.

§ 5º A componente da tarifa de uso dos sistemas de distribuição, correspondente ao custo das perdas não técnicas, é denominada TUSD - Perdas Não Técnicas.

§ 6º As componentes relativas ao custo da Conta de Consumo de Combustíveis - CCC do Sistema Interligado serão atribuídas às concessionárias de distribuição, conforme a respectiva localização, sendo denominadas TUSD - CCCS/ SE /CO e TUSD - CCCN/ NE.

§ 7º A componente relativa ao custo da Conta de Consumo de Combustíveis dos Sistemas Isolados será atribuída a todas as concessionárias de distribuição do Sistema Interligado e dos Sistemas Isolados, sendo denominada TUSD - CCC isolado.

§ 8º As componentes relativas ao custo da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE serão definidas para as concessionárias de distribuição, conforme a respectiva localização, sendo denominadas TUSD - CDES/ SE /CO e TUSD - CDEN/ NE.

§ 9º A componente relativa ao custo do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA é denominada TUSD - PROINFA.

§ 10. O valor da TFSEE, de que trata o inciso II do § 3º, deverá ser proporcional à receita requerida de distribuição relativa às componentes da TUSD definidas nos §§ 1º, 3º, 4º e 5º, deduzida a receita pelo atendimento a outras concessionárias.

§ 11. O valor de P&D e Eficiência Energética, de que trata inciso III do § 3º, deverá ser proporcional aos valores referidos nos §§ 1º ao 5º, deduzida a receita pelo suprimento a outras concessionárias.

DO CÁLCULO DAS COMPONENTES DA TUSD

Art. 13. A tarifa de uso dos sistemas de distribuição, no que se refere às componentes Fio B, Encargos do Serviço de Distribuição e Perdas Técnicas, será determinada por faixa de tensão, com valores aplicáveis às demandas máximas de potência ativa, para os postos tarifários ponta e fora da ponta.

§ 1º O valor da tarifa aplicável às demandas máximas de potência ativa, associado a cada item formador das componentes referidas no caput, será calculado, na revisão tarifária periódica, de acordo com os seguintes procedimentos:

I - definição do custo padrão por faixa de tensão a partir do custo incremental médio de longo prazo de cada concessionária;

II - estabelecimento do custo marginal de capacidade por faixa de tensão, considerando o custo padrão por faixa de tensão, as curvas de carga e o diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência, na condição de carga máxima do ano do estudo tarifário; e

III - definição da tarifa para cada faixa de tensão, conforme a proporção observada no custo marginal de capacidade por faixa de tensão e o mercado de referência de demanda.

§ 2º Os procedimentos definidos neste artigo não se aplicam ao item contribuição para o ONS, que será calculado pela razão entre o respectivo custo anual e o mercado de referência de demanda da concessionária de distribuição.

§ 3º Para fins de aplicação do disposto neste artigo, o montante de perdas técnicas, em MWh, deverá ser valorado pelo custo médio ponderado de aquisição de energia da concessionária de distribuição, em R$/MWh.

Art. 14. A tarifa de uso dos sistemas de distribuição, no que se refere aos itens formadores da TUSD - Fio A, terá valores idênticos para todas as faixas de tensão e deverá ser calculada de acordo com os seguintes procedimentos:

I - o valor referente aos incisos I e II do § 2º do art. 12 será dividido pelo mercado de referência de demanda dos horários de ponta e fora de ponta, obtendo-se as respectivas tarifas em R$/kW, observando-se para o horário fora de ponta o início da divisão a partir de 1º de julho de 2011; (Redação dada ao inciso pela Resolução Normativa ANEEL nº 399, de 13.04.2010, DOU 23.04.2010 )

Nota:Redação Anterior:
"I - o valor referente aos incisos I e II do § 2º do art. 12 será dividido pelo mercado de referência de demanda do horário da ponta, obtendo-se as respectivas tarifas em R$/kW;"

II - o valor referente aos incisos III e IV do § 2º do art. 12 será dividido pelo mercado de referência de demanda dos horários da ponta e fora da ponta, obtendo-se as respectivas tarifas em R$/kW; e

III - o valor referente ao inciso V do § 2º do art. 12 será obtido mediante aplicação do seguinte procedimento:

aplica-se o percentual de perdas na Rede Básica ao montante, em MWh, relativo às perdas técnicas e não técnicas, cujo resultado será multiplicado pelo custo médio ponderado de aquisição de energia da concessionária de distribuição; e

o valor resultante da operação será dividido pelo mercado de referência de demanda dos horários da ponta e fora da ponta, obtendo-se as respectivas tarifas em R$/kW.

§ 1º As tarifas calculadas conforme inciso I são aplicáveis às demandas máximas de potência ativa, para os postos tarifários ponta e fora da ponta. (Redação dada ao parágrafo pela Resolução Normativa ANEEL nº 399, de 13.04.2010, DOU 23.04.2010 )

Nota:Redação Anterior:
"§ 1º As tarifas calculadas conforme inciso I são aplicáveis às demandas máximas de potência ativa, exclusivamente no horário da ponta."

§ 2º As tarifas calculadas conforme incisos II e III são aplicáveis às demandas máximas de potência ativa, para os postos tarifários ponta e fora da ponta.

§ 3º Para as concessionárias ou permissionárias de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, as tarifas referentes ao valor estipulado no inciso IV do § 2º do art. 12 serão estabelecidas considerando-se a mesma sistemática de cálculo dos itens formadores da respectiva tarifa na concessionária acessada. (Parágrafo acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL nº 243, de 19.12.2006, DOU 21.12.2006 )

Art. 15. As componentes relativas à Conta de Consumo de Combustíveis - CCC serão definidas pela razão entre o custo total de cada uma das subcontas da CCC e o mercado total, sujeito ao pagamento do respectivo encargo, de forma a definir as seguintes tarifas em R$/MWh:

I - TUSD - CCCS/ SE /CO: corresponde à razão entre o custo total, em R$, definido no Plano Anual de Combustíveis para o Sistema Interligado Sul/ Sudeste/ Centro-Oeste e o mercado total, em MWh, relativo à mesma região do sistema interligado, incluindo aquele referente aos consumidores livres;

II -TUSD - CCCN/ NE: corresponde à razão entre o custo total, em R$, definido no Plano Anual de Combustíveis para o Sistema Interligado Norte/ Nordeste e o mercado total, em MWh, relativo à mesma região do sistema interligado, incluindo aquele referente aos consumidores livres; e

III -TUSD - CCC isolado: corresponde à razão entre o custo total, em R$, definido no Plano Anual de Combustíveis para os Sistemas Isolados e o mercado total, em MWh, do Sistema Interligado Nacional e dos Sistemas Isolados, incluindo aquele referente aos consumidores livres.

Art. 16. As componentes relativas à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE serão definidas para cada uma das subcontas da CDE, expressas em R$/MWh, e calculadas conforme a seguir:

I - TUSD - CDE S/ SE /CO: valor da CCC referente ao Sistema Interligado Sul/ Sudeste/ Centro-Oeste, relativa ao ano 2001, expresso em R$/MWh, atualizado pelo IPCA desde janeiro de 2003 até dezembro do ano anterior ao de referência, deduzido deste o resultado obtido em função do inciso I do art. 15; e

II - TUSD - CDE N/ NE: valor da CCC referente ao Sistema Interligado Norte/ Nordeste, relativa ao ano 2001, expresso em R$/MWh, atualizado pelo IPCA desde janeiro de 2003 até dezembro do ano anterior ao de referência, deduzido deste o resultado obtido em função do inciso II do art. 15.

Art. 17. A TUSD - PROINFA será definida em R$/MWh e obtida pela razão entre o custo total do Programa, estabelecido no respectivo Plano Anual do PROINFA - PAP, e o mercado total de energia, em MWh, excluído o consumo nos Sistemas Isolados e da Subclasse Residencial Baixa Renda cujo consumo seja igual ou inferior a 80 kWh/mês.

Art. 18. A TUSD - Perdas Não Técnicas será estabelecida em duas sub-componentes, sendo uma em R$/MWh e outra em R$/kW, obtidas conforme o seguinte procedimento:

I - o montante de perdas não técnicas, em MWh, será valorado pelo custo médio ponderado de aquisição de energia da concessionária de distribuição, obtendo-se o valor das perdas não técnicas em R$;

II - calcula-se, em termos percentuais, a proporção do valor definido no inciso I com relação à receita da concessionária de distribuição referente à aplicação das componentes da TUSD definidas nos §§ 1º ao 4º e 6º ao 9º do art. 12;

III - o percentual calculado conforme inciso II deverá ser aplicado às componentes da TUSD definidas nos §§ 1º ao 4º e §§ 6º ao 9º do art. 12, identificando a parcela de perdas não técnicas associada a cada componente; e

IV - os valores definidos no inciso III deverão ser totalizados, considerando a unidade relativa a cada uma das componentes associadas, obtendo-se uma sub-componente em R$/MWh e outra em R$/kW.

Parágrafo único. Para consumidor do subgrupo A1, cuja conexão aos sistemas se dê por meio de ativos de propriedade da concessionária de distribuição, a TUSD - Perdas Não Técnicas será calculada pela aplicação do percentual definido no inciso II às componentes de que tratam os §§ 6º ao 9º do art 12 e, adicionalmente, deverá considerar a receita relativa ao encargo de conexão.

DA APLICAÇÃO DAS COMPONENTES DA TUSD

Art. 19. As tarifas definidas conforme os arts. 15 a 17 deverão ser aplicadas ao consumo mensal de energia elétrica de cada unidade consumidora, observando os seguintes critérios:

I - TUSD - CCC S/ SE/ CO e TUSD - CCC N/ NE aplicadas ao consumo mensal de energia elétrica da unidade consumidora localizada nas respectivas regiões geoelétricas;

II - TUSD - CCC isolado aplicada à parcela do consumo mensal, que exceda o atendimento feito por empreendimento próprio de produção independente e/ou de autoprodução, considerando todas as unidades consumidoras dos sistemas interligado e isolados;

III - TUSD - CDE S/ SE/ CO e TUSD - CDE N/ NE aplicadas sobre a parcela do consumo mensal que exceda o atendimento feito por empreendimento próprio de produção independente e/ou de autoprodução da unidade consumidora localizada nas respectivas regiões geoelétricas; e

IV - TUSD - PROINFA aplicada à parcela do consumo mensal, que exceda o atendimento feito por empreendimento próprio de autoprodução e/ou de produção independente, exceto aquela pertencente à Subclasse Residencial Baixa Renda cujo consumo seja igual ou inferior a 80 kWh/mês.

Art. 20. Para fins de aplicação do disposto no art. 19, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE divulgará, mensalmente, o montante de geração dos empreendimentos de autoprodução e produção independente destinado ao atendimento de unidades de consumo correlatas. (Redação dada ao caput pela Resolução Normativa ANEEL nº 261, de 17.04.2007, DOU 19.04.2007 )

Nota:Redação Anterior:
"Art. 20. Para fins de aplicação do disposto no art. 19, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE divulgará mensalmente o montante referente à alocação da geração verificada nos empreendimentos de autoprodução e produção independente entre as unidades de consumo correlatas."

§ 1º Os agentes de autoprodução e produção independente deverão informar à CCEE, até 30 dias após a publicação desta Resolução, as unidade de consumo correlatas e o percentual de alocação da energia gerada em cada uma delas.

§ 2º Caso a informação de que trata o parágrafo anterior não seja enviada no prazo determinado, as concessionárias de distribuição ficam autorizadas a aplicar as tarifas relativas à CCC, CDE e PROINFA ao consumo integral verificado mensalmente.

§ 3º Para os agentes de geração participantes do MRE, a geração destinada ao atendimento das unidades de consumo correlatas deverá ser definida com base na energia assegurada alocada. (Redação dada ao parágrafo pela Resolução Normativa ANEEL nº 261, de 17.04.2007, DOU 19.04.2007 )

Nota:Redação Anterior:
"§ 3º A CCEE deverá apresentar à ANEEL, até 30 dias após a publicação desta Resolução, proposta de Procedimento de Comercialização objetivando disciplinar os prazos, as condições e a firma do fluxo de informações de que trata este artigo."

§ 4º Para os agentes de geração não participantes do MRE, a geração destinada ao atendimento das unidades de consumo correlatas deverá ser definida com base na geração verificada. (Parágrafo acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL nº 261, de 17.04.2007, DOU 19.04.2007 )

§ 5º A CCEE deverá apresentar à ANEEL, até 30 dias após a publicação desta Resolução, proposta de Procedimento de Comercialização objetivando disciplinar os prazos, as condições e a forma do fluxo de informações de que trata este artigo. (Parágrafo acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL nº 261, de 17.04.2007, DOU 19.04.2007 )

Art. 20-A. Na definição da parcela do consumo mensal, para fins de aplicação do disposto nos arts. 19 e 20, a CCEE deverá considerar, nos termos do art. 26 da Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007, o autoprodutor e o produtor independente com unidade de consumo correlata que venham a participar de Sociedade de Propósito Específico - SPE constituída para explorar, mediante autorização ou concessão, a produção de energia elétrica.

§ 1º Para os autoprodutores e produtores independentes com unidade de consumo correlata de que trata o "caput", cuja operação comercial é anterior a 15 de junho de 2007, deverá ser conferida a equiparação de que trata este artigo, nos termos do Despacho a ser expedido pela ANEEL, que estabelecerá o enquadramento desses agentes.

§ 2º A energia elétrica produzida pelos empreendimentos de geração de que trata este artigo deverá ser alocada somente em unidades de consumo correlatas com demanda de potência igual ou superior a 3.000 kW. (Artigo acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL nº 289, de 13.11.2007, DOU 26.11.2007 )

Art. 21. As componentes da TUSD de que tratam os §§ 1º ao 5º do art 12 deverão ser aplicadas aos consumidores cativos, na composição das respectivas tarifas de fornecimento, e aos consumidores livres, no que diz respeito ao contrato de uso dos sistemas de distribuição, sem prejuízo do disposto no art. 19 desta Resolução.

Parágrafo único. O disposto neste artigo não se aplica aos consumidores do subgrupo A1, devendo ser observado o que disciplina art. 24 desta Resolução.

TUSD APLICADA A UNIDADES GERADORAS

Art. 22. O cálculo da TUSDg, a ser aplicada no faturamento dos encargos de uso de centrais geradoras, observará as seguintes condições:

I - para centrais geradoras conectadas ao SIN em nível de tensão igual ou inferior a 69 kV, ou não conectadas ao SIN, em qualquer tensão:

a) será o menor valor da tarifa resultante da aplicação dos procedimentos estabelecidos nos arts. 13 e 14, para a concessionária ou permissionária de distribuição que opere em níveis de tensão acima de 44 kV; e

b) será estabelecida com base em valores médios regionais para a concessionária ou permissionária de distribuição que somente opere em níveis de tensão iguais ou inferiores a 44 kV;

II - para centrais geradoras conectadas ao SIN em níveis de tensão de 138 kV ou 88 kV, a TUSDg será apurada com base em metodologia locacional, estabelecida em resolução específica. (Redação dada ao artigo pela Resolução Normativa ANEEL nº 349, de 13.01.2009, DOU 15.01.2009 )

Nota:Redação Anterior:
"Art. 22. Para a concessionária de distribuição que opera em níveis de tensão acima de 34,5 kV, a TUSDg corresponderá ao menor valor da tarifa resultante da aplicação dos procedimentos estabelecidos nos arts. 13 e 14.
Parágrafo único. Para concessionária de distribuição que só opera em níveis de tensão igual ou inferior a 34,5 kV, a TUSDg será estabelecida com base em valores médios regionais."

TUSD APLICADA A CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO

Art. 23. A TUSD aplicada à concessionária de distribuição usuária da rede de outra distribuidora será formada pelas componentes TUSD - Fio B, TUSD - Fio A, TUSD - Perdas Técnicas e os itens RGR, P&D e Eficiência Energética que integram a TUSD - Encargos do Serviço de Distribuição. (Redação dada ao artigo pela Resolução Normativa ANEEL nº 243, de 19.12.2006, DOU 21.12.2006 )

Nota:Redação Anterior:
"Art. 23. A TUSD aplicada a concessionária de distribuição usuária da rede de outra distribuidora será formada pelas componentes TUSD - Fio B, TUSD - Fio A, TUSD - Perdas Técnicas e o item relativo à RGR que integra a TUSD - Encargos do Serviço de Distribuição."

TUSD APLICADA A CONSUMIDORES DO SUBGRUPO A1

Art. 24. A TUSD aplicada aos consumidores do subgrupo A1 será estabelecida de acordo com a metodologia nodal em função do ponto de conexão.

§ 1º Para consumidores cuja conexão seja por meio de ativos de propriedade da concessionária de distribuição, a tarifa associada ao contrato de uso dos sistemas de distribuição, a ser aplicada pela distribuidora, incluirá as seguintes componentes:

I - TUSD - CCC S/ SE/ CO ou TUSD - CCC N/ NE , conforme região geoelétrica onde o consumidor se localiza;

II - TUSD - CCC isolado;

III - TUSD - CDE S/ SE/ CO ou TUSD - CDE N/ NE , conforme região geoelétrica onde o consumidor se localiza;

IV - TUSD - PROINFA;

V - TUSD - Perdas não técnicas; e

VI - TUSTRB definida para o ponto de conexão.

§ 2º Para os consumidores de que trata o parágrafo anterior, a ANEEL definirá valor em R$ para o encargo de conexão aos sistemas, composto pelo custo associado aos seguintes itens:

I - remuneração dos ativos utilizados na conexão;

II - quota de reintegração dos ativos em decorrência da depreciação;

III - operação e manutenção dos ativos de conexão;

IV - quota da Reserva Global de Reversão - RGR;

V - Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Eficiência Energética; e

VI - Taxa de Fiscalização de Serviços de Eletricidade - TFSEE.

§ 3º No caso de conexão por meio de ativos de propriedade de empresa de transmissão, a relação comercial referente à prestação do serviço de transporte da energia dar-se-á nos termos do acesso aos sistemas de transmissão, não se aplicando, nesse caso, qualquer componente da TUSD.

DO REAJUSTE DA TUSD

Art. 25. O reajuste das componentes da TUSD definidas nos §§ 2º a 9º do art. 12 será calculado mediante a aplicação do Índice de Reajuste Tarifário (IRT ITEM) sobre cada item das referidas componentes, homologado na Data de Referência Anterior (DRA), conforme a seguinte fórmula:

Onde:

Valor 1 = valor associado a cada item das componentes da TUSD, considerando as condições vigentes em DRP e o mercado de referência; e

Valor 0 = valor associado a cada item das componentes da TUSD, considerando as condições vigentes em DRA e o mercado de referência.

Art. 26. O Índice de Reajuste Tarifário (IRT FIO) da Parcela "B" da TUSD, a ser aplicado no reajuste da componente TUSD - Fio B, deverá ser calculado conforme a seguinte fórmula:

Onde:

IVI: número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à data de referência anterior, ou de índice estabelecido pela ANEEL caso não haja um índice sucedâneo; e

X: valor definido pela ANEEL, nos termos da Resolução Normativa nº 55, de 5 de abril de 2004 .

Parágrafo único. Para o cálculo do IRT ITEM , relativo às perdas técnicas e não técnicas e perdas na Rede Básica, será utilizada a variação da despesa com energia comprada para revenda entre DRA e DRP.

Art. 27. Para fins de reajuste ou revisão da TUSD, serão considerados os efeitos do mecanismo referente à Conta de Compensação de Variação de Valores da Parcela "A" - CVA, criado pela Portaria Interministerial nº 025, de 24 de janeiro de 2002 , observando os itens formadores da respectiva tarifa.

Art. 28. A nova tarifa de uso será obtida a partir da soma das componentes da TUSD, reajustadas conforme arts. 25 a 27 desta Resolução, observados os postos tarifários do horário da ponta e fora da ponta.

Art. 29. O reajuste da TUSD aplicada à concessionária de distribuição será estabelecido conforme os arts 25 a 27 desta Resolução e a alteração dos respectivos valores concatenada com a data da revisão ou reajuste tarifário da concessionária que acessa a rede.

SUBSÍDIOS NO CÁLCULO DA TUSD E DA TE

Art. 30. Para fins dos cálculos tarifários, o desconto concedido por concessionária de distribuição, em atendimento ao disposto na legislação pertinente, será considerado como receita requerida a ser recuperada no reajuste tarifário anual ou na revisão tarifária periódica.

Parágrafo único. A TUSD para os consumidores livres e a tarifa de fornecimento para os consumidores cativos subsidiarão os descontos de que trata o caput, na proporção da receita obtida pela aplicação das respectivas tarifas ao mercado de referência.

DA FATURA DO CONSUMIDOR FINAL

Art. 31. As concessionárias ou permissionárias de distribuição deverão informar aos respectivos consumidores do Grupo "B", na fatura de fornecimento, o valor correspondente à energia, ao serviço de distribuição, à transmissão, aos encargos setoriais e aos tributos, observando a estrutura de custo estabelecida neste artigo.

§ 1º O valor correspondente à energia deverá ser definido, em R$, a partir da soma dos valores faturados relativos aos seguintes itens:

I - Tarifa de Energia Elétrica - TE, exceto o item relativo a Encargos de Serviços do Sistema;

II - Perdas na Rede Básica relativa à TUSD - Fio A;

III - Perdas Técnicas; e

IV - Perdas Não Técnicas.

§ 2º O valor correspondente ao serviço de distribuição deverá ser definido, em R$, a partir do valor faturado relativo a componente TUSD - Fio B.

§ 3º O valor correspondente à transmissão deverá ser definido, em R$, a partir da soma dos valores dos itens que formam a componente TUSD - Fio A, exceto o valor relativo ao item Perdas na Rede Básica.

§ 4º O valor correspondente aos encargos setoriais deverá ser definido, em R$, a partir da soma dos valores relativos aos seguintes itens e componentes:

I - TUSD - Encargos do Serviço de Distribuição;

II - TUSD - CCC S/ SE/ CO ou TUSD - CCC N/ NE ;

III - TUSD - CCC isolado ;

IV - TUSD - CDE S/ SE/ CO ou TUSD - CDE N/ NE ;

V - TUSD - PROINFA;

VI - Encargos de Serviços do Sistema; e

VII - TFSEE, P&D e Eficiência Energética, referente à aplicação da TE.

DAS DISPOSIÇÕES GERAIS E TRANSITÓRIAS

Art. 32. Até 31 de dezembro de 2005, a despesa correspondente ao uso da Rede Básica, no que se refere à demanda em contratos iniciais, deverá integrar a TE.

Art. 33. As concessionárias de distribuição, no período até 90 (noventa) dias, a contar da data de publicação desta Resolução, estão autorizadas a considerar a estrutura de custo estabelecida no art.

31, em termos percentuais do valor total faturado.

Art. 34. (Revogado pela Resolução Normativa ANEEL nº 345, de 16.12.2008, DOU 31.12.2008 )

Nota:Redação Anterior:
"Art. 34. Até 3 meses antes do mês previsto para a revisão tarifária, a concessionária de distribuição deverá disponibilizar, à ANEEL, tipologias que representem a totalidade das unidades consumidoras e das instalações de transformação de tensão, bem como a campanha de medição que originou as referidas tipologias, obedecendo o formato e procedimento definidos pela Agência."

Art. 35. Antes da realização da primeira revisão tarifária periódica de cada concessionária de distribuição, os valores de que tratam os incisos I a III do art. 4º, e o § 1º do art. 12 desta Resolução serão obtidos em função dos valores relativos à Parcela "B" vigente no último reajuste tarifário anual.

Art. 36. O disposto nesta Resolução será aplicado nos reajustes ou revisões das tarifas a partir de 1º novembro de 2005.

Art. 37. Os arts. 2º , 3º e 7º da Resolução Normativa nº 74, de 15 de julho de 2004 , passam a vigorar com as seguintes alterações:

" Art. 2º ..........................................................................

§ 1º No cálculo das quotas referidas no inciso II, caso a unidade consumidora considerada seja de agente de autoprodução ou de produção independente, deverá ser considerada apenas a energia consumida e não comercializada que exceder a geração própria."

" Art. 3º ........................................................................

§ 2º No caso de autoprodutor ou produtor independente, o valor referente à CCC do sistema interligado a que estiver conectada a unidade consumidora deverá ser obtido mediante a aplicação de parcela específica da TUST sobre toda a energia consumida e, quanto ao valor referente a CCC do sistema isolado e da CDE, mediante a aplicação de parcela específica da TUST sobre a energia elétrica consumida e não comercializada que exceder a geração própria."

" Art. 7º A partir do exercício de 2005, a ELETROBRÁS deverá considerar o montante da energia anual consumida e/ou excedente, relativa aos consumidores livres e/ou autoprodutores e produtores independentes de que trata esta Resolução, para a definição do percentual de rateio das quotas da CCC de cada concessionária ou permissionária de distribuição.".

Art. 38. O inciso II do art. 5º da Resolução Normativa nº 77, de 18 de agosto de 2004 , passa a vigorar com a seguinte redação:

" Art. 5º .......................................................................\

II - o percentual de redução para as unidades consumidoras conectadas na rede de distribuição será aplicado somente sobre as componentes TUSD - Fio B, TUSD - Fio A, TUSD - Encargos do Serviço de Distribuição e TUSD - Perdas Técnicas; e".

Art. 39. O inciso II, § 1º, do art. 3º da Resolução nº 127, de 6 de dezembro de 2004 , passa a vigorar com a seguinte alteração:

" Art. 3º .......................................................................

§ 1º............................................................................

II - aplicação do valor obtido no inciso I ao mercado da concessionária de distribuição, em MWh, descontado o montante da Subclasse Residencial Baixa Renda com consumo igual ou inferior a 80 kWh/mês, realizados nos últimos 12 (doze) meses anteriores ao mês de elaboração do PAP, obtendo-se assim a respectiva quota anual de custeio; e".

Art. 40. Ficam revogadas as Resoluções nº 790, de 24 de dezembro de 2002 , e nº 152, de 3 de abril de 2003 .

Art. 41. Ficam revogados os arts. 2º ao 10 , 12 e 17 da Resolução nº 666, de 29 de novembro de 2002 .

Art. 42. Fica revogada a Resolução Normativa nº 72, de 6 de julho de 2004 .

Art. 43. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

JERSON KELMAN