REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 1049/2022
Tipo de documento: anexo
Ementa: Altera os Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET para contemplar a regulação da Lei 14.182 de 2021; e altera os Quadros I e II do Anexo I da Resolução Normativa ANEEL 1.003, de 1º de fevereiro de 2022.
Assunto: Alteração
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-12-06
Autor: ANEEL

Módulo 3: Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição
Submódulo 3.4
ENCARGOS SETORIAIS
Versão 1.1

1. OBJETIVO
1. Estabelecer os critérios e procedimentos relativos ao cálculo dos encargos setoriais a serem
considerados nos processos tarifários das concessionárias de serviço público de distribuição de energia
elétrica.
2. ABRANGÊNCIA
2. Os critérios e procedimentos definidos neste Submódulo são aplicáveis aos reajustes tarifários anuais
(RTA) e, no que couber, às revisões tarifárias periódicas (RTP) das concessionárias de serviço público de
distribuição de energia elétrica.
3. ENCARGOS SETORIAIS
3. São entendidos como Encargos Setoriais os custos não gerenciáveis suportados pelas concessionárias
de distribuição, instituídos por Lei, cujo repasse aos consumidores é decorrente da garantia do equilíbrio
econômico-financeiro contratual.
4. Os Encargos Setoriais integrantes da Parcela A nos processos tarifários são os seguintes:
i. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE: Uso e Eletrobras;
ii. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA;
iii. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH;
iv. Encargos de Serviços do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER;
v. Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE;
vi. Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e Programa de Eficiência Energética – PEE; e
vii. Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS.
3.1. CDE Uso e CDE Eletrobras
5. A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) foi criada pela Lei nº 10.438/2002, posteriormente
alterada pelas Leis nº 10.762/2003, nº 10.848/2004 e 12.783/2013, e regulamentada pelos Decretos nº
4.541/2002, nº 4.970/2004 e 7.891/2013, para: (i) promover a competitividade da energia produzida a
partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional,
nas áreas atendidas pelos sistemas interligados; (ii) promover a universalização do serviço de energia
elétrica em todo o território nacional; (iii) custear a subvenção econômica destinada à modicidade da
tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais integrantes da Subclasse Residencial
Baixa Renda; (iv) prover recursos para cobertura dos dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis –
CCC e da Reserva Global de Reversão – RGR; (v) custear os descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis
aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica e; (v) prover recursos para fins de

modicidade tarifária no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) por meio de créditos em favor das
concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica.
3.2. PROINFA
6. A Lei nº 10.438/2002, em seu art. 3º, alterado pelo art. 9º da Lei nº 10.762/2003, e pelo artigo 2º da
Lei nº 10.889/2004, instituiu o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA)
com o objetivo de aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia
elétrica, privilegiando empreendedores que não tenham vínculos societários com concessionárias de
geração, transmissão, ou distribuição de energia elétrica, e visando, também, o aumento da participação
de agentes no setor elétrico.
7. A Lei nº 10.438/2002, alterada pela Lei º 12.212/2010, também estabelece, em seu art. 3º, que todos
os custos concernentes à aquisição da energia gerada pelo PROINFA incorridos pela ELETROBRAS,
inclusive os custos administrativos, financeiros e os decorrentes de encargos tributários, serão rateados
por todas as classes de consumidores finais atendidos pelo SIN, exclusive os integrantes da Subclasse
Residencial Baixa Renda.
8. O Decreto nº 5.025/2004, em seu art. 15, determina que compete à ANEEL regulamentar os
procedimentos para o rateio da energia e dos custos referentes ao PROINFA.
3.3. CFURH
9. A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) foi criada pela Lei n.º
7.990/1989, que institui, para os Estados, Distrito Federal e Municípios, compensação financeira pelo
resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia
elétrica, de recursos minerais em seus respectivos territórios, plataformas continental, mar territorial ou
zona econômica exclusiva.
10. O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas hidrelétricas, de acordo com a seguinte
fórmula:
CFURH = TAR X GH X PERC (1)
onde:
TAR: refere-se à Tarifa Atualizada de Referência estabelecida anualmente pela ANEEL (em R$/MWh);
GH: é o montante (em MWh) da geração mensal da usina hidrelétrica; e
PERC: é o percentual de 6,75%, definido pela Lei 9.648/1998 e determinado pela Resolução Normativa
ANEEL nº 67/2001, ou o que vier a sucedê-la, a ser aplicado sobre o produto da Tarifa Atualizada de
Referência e do montante de geração mensal.
3.4. ESS e EER
11. O Decreto nº 5.163/2004, que regulamenta a Lei nº 10.848/2004, determina em seu art. 44 que a
ANEEL, no reajuste ou revisão tarifária, deverá contemplar a previsão dos custos com o Encargo de
Serviços do Sistema (ESS) e com Encargo de Energia de Reserva (EER), para os doze meses subsequentes.

12. No art. 59, o Decreto nº 5.163/2004 atribui que a contabilização e liquidação do Encargo de Serviços
do Sistema possa ser efetuada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), conforme
definido nas Regras e Procedimentos de Comercialização de Energia, e que os serviços do sistema devem
ser compostos inclusive pelos serviços ancilares prestados aos usuários do SIN, compreendendo, dentre
outros:
i. os custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito, por restrições
de transmissão dentro de cada submercado;
ii. a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos geradores para a regulação da
frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma;
iii. a reserva de capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior aos valores de referência
estabelecidos para cada gerador em Procedimentos de Rede do ONS, necessária para a operação do
sistema de transmissão; e
iv. a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de
corte de geração e alívio de cargas.
13. A Resolução CNPE nº 8/2007, aponta mais dois componentes do ESS vinculados a segurança
energética do sistema, sendo ambos decorrentes de despacho fora da ordem de mérito econômico, o ESS
por ordem do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) e o ESS associado à Curva de Aversão
ao Risco (CAR).
14. O EER, conforme previsto no Decreto nº 6.353/2008, representa todos os custos decorrentes da
contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no
fornecimento de energia elétrica ao SIN, proveniente de usinas especialmente contratadas mediante
leilões para este fim, incluindo os custos administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre
os usuários finais de energia elétrica do SIN.
3.5. TFSEE
15. A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) foi instituída pela Lei n.º 9.427/1996,
regulamentada pelo Decreto n.º 2.410/1997, e posteriormente alterada pela Lei nº 12.783, de 11 de
janeiro de 2013, que reduziu o valor da TFSEE de 0,5% para 0,4% do benefício econômico anual auferido
pela concessionária. O valor anual da TFSEE é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua
receita e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades.
3.6. P&D e PEE
16. O encargo referente à Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa de Eficiência Energética (PEE)
foi criado pela Lei nº. 9.991/2000, de 24 de julho de 2000. A legislação estabelece a obrigação das
concessionárias e permissionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica de aplicarem,
anualmente, percentuais de sua receita operacional líquida para fins de pesquisa e desenvolvimento do
setor elétrico e programas de eficiência energética no uso final. As mencionadas alíquotas foram definidas

pelas Resoluções Normativas ANEEL nº 271/2000 e nº 316/2008, ou o que vier a sucedê-las, sendo as
seguintes:
i. para pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico, no mínimo, 0,75%; e
ii. para programas de eficiência energética no uso final, no mínimo, 0,25%
17. A Lei nº. 9.991/2000 definiu que, até 31 de dezembro de 2015, os percentuais mínimos de 0,75% e
0,25% sejam de 0,50%, tanto para pesquisa e desenvolvimento como para programas de eficiência
energética na oferta e no uso final da energia.
3.7. ONS
18. As Leis n° 9.648/1998 e n° 10.848/2004 e o Decreto n° 5.081/2004, definem as regras de organização
e os procedimentos necessários ao funcionamento do Operador Nacional do Sistema (ONS). Tal assunto
encontra-se disciplinado pelas Resoluções ANEEL n° 351/1998 e n° 373/1999, ou o que vier a sucedê-la, e
Resolução Autorizativa nº 772/2006, e alterações supervenientes.
19. Com base no orçamento anual do ONS aprovado pela ANEEL, as distribuidoras pagam mensalmente
valores relativos ao custeio das atividades de coordenação e controle da geração e da transmissão de
energia elétrica do SIN.
4. PROCEDIMENTO TARIFÁRIO NA DRA
20. O procedimento a ser adotado na data de referência anterior (DRA) em relação a cada encargo
setorial, de modo a assegurar a neutralidade dos itens de custos não gerenciáveis da "Parcela A",
corresponde a apurar o valor faturado no período de referência mediante a aplicação do componente
tarifário econômico associado ao respectivo encargo setorial, vigente na DRA, ao Mercado de Referência
Ajustado, conforme Submódulo 7.3 do PRORET.
5. COBERTURA TARIFÁRIA NA DRP
21. A cobertura tarifária na DRP de cada encargo setorial é obtida conforme procedimentos descritos a
seguir.
5.1. CDE Uso e CDE Eletrobras
22. Correspondem ao valor das quotas anuais vigentes para as CDE Uso e CDE Eletrobras, aprovadas por
meio ato específico da ANEEL, conforme Submódulo 5.2 do PRORET, podendo ser expressa da seguinte
forma:
CDE_DRP = QuotaAnualCDE (2)
5.2. PROINFA

23. Corresponde ao valor da quota anual de custeio vigente, aprovada por meio de Resolução específica
da ANEEL, conforme Submódulo 5.3 do PRORET, sendo, portanto, expressa da seguinte forma:
PROINFA_DRP = QuotaAnualdeCusteioPROINFA (3)
5.3. CFURH
24. Nos Sistemas Isolados não deve ser incorporada qualquer cobertura tarifária para a CFURH, uma vez
que tais despesas devem compor o custo total de geração para fins de reembolso pela CCC.
25. Para as concessionárias com geração própria no SIN, mantém-se a sistemática de previsão de
despesas levando em consideração o montante de energia gerada pela central hidrelétrica e a Tarifa
Atualizada de Referência (TAR) vigente na época do reajuste, conforme Submódulo 5.9 do PRORET.
5.4. ESS e EER
26. Corresponde ao somatório das previsões anuais de ESS e EER definida pela SGT, com base em
informações fornecidas pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG, conforme
Submódulo 5.4 do PRORET, sendo expressa da seguinte forma:
ESS_DRP = PrevisãoESS + PrevisãoEER (4)
5.5. TFSEE
27. Corresponde à contribuição anual devida pela concessionária, a ser paga a partir do mês de
competência subsequente ao reajuste tarifário, definido pela SGT conforme Submódulo 5.5 do PRORET e
homologada por meio de Despacho específico da ANEEL, podendo então ser descrita da seguinte forma:
TFSEE_DRP = QuotaAnualdaTFSEE (5)
5.6. P&D e PEE
28. Corresponde ao produto de 1,0% da Receita Operacional Líquida regulatoriamente apurada no
reajuste tarifário em processamento, sendo esta igual ao somatório da receita anual econômica na DRP
(RA1) com o valor total dos componentes financeiros pertinentes, deduzidos os valores econômicos e
financeiros relativos aos encargos setoriais CDE e P&D/PEE, conforme Submódulo 5.6 do PRORET.
5.7. ONS
29. Corresponde à contribuição anual de responsabilidade da concessionária de distribuição, vigente na
data do reajuste em processamento, que compõe o orçamento anual do Operador Nacional do Sistema -
ONS aprovado pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF, conforme Submódulo
5.8 do PRORET.
6. FLUXOGRAMA DE CÁLCULO DOS ENCARGOS SETORIAIS

Percentual
Tarifa Atualizada Geração Mensal

Correspondente à Compensação Financeira pela Utilização de de Referência da Usina
Compensação Recursos Hídricos na DRP
Vigente Hidráulica
Financeira (CFURH_DRP = PERC X TAR X GH)

(PERC) (TAR) (GH)
Previsão de ESS Previsão de ERR

Encargos de Serviços do Sistema na DRP para o período para o período
(ESS_DRP = PrevisãoESS + PrevisãoEER) de referência de referência
(PrevisãoESS) (PrevisãoERR)
Programa de Incentivo à Fontes Quota Anual
Alternativas de Energia Elétrica na DRP Vigente
(PROINFA_DRP = QuotaAnualde (QuotaAnualde
CusteioPROINFA) CusteioPROINFA)
Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Financeiros

Energética na DRP Receita Operacional Associados aos
Custo Unitário da

CCC definido em (P&D_DRP = 1,3% X ROL – CCC_DRP – Líquida Encargos CCC,
CDE_DRP – RGR_DRP – P&D_DRP – (ROL) CDE, RGR, P&D
Resolução
FAEncargos) (FAEncargos)
(CustoUnitárioCCC)

Mercado Cativo Conta de Desenvolvimento Energético na Quota Anual
DRP Vigente
no período de
(CDE_DRP= QuotaAnualCDE) (QuotaAnualCDE)
referência
(MC)
Mercado Livre Conta de Consumo de Combustíveis na
no período de DRP
referência (CCC_DRP = CustoUnitátioCCC x (MC + ML
(ML) + APCL - MBR)
Quota Anual de RGR
Geração própria de devida pela distribuidora
consumidores livres com (QuotaAnualdaRGR)
autoprodução ou Reserva Global de Reversão na DRP
produção independente (RGR_DRP = QuotaAnualdaRGR +

de energia no período de AjusteRGRAnoAnterior)) Ajuste da Quota de RGR
do Ano Anterior
referência
(AjusteRGRAnoAnterior
(APCL)
Mercado dos
Consumidores Baixa Contribuição Anual
Taxa de Fiscalização dos Serviços de
Renda no período de devida pela
referência Energia Elétrica na DRP (TFSEE_DRP =
QuotaAnualdaTFSEE) distribuidora
(MBR) (QuotaAnualdaTFSEE)
Contribuição ao Operador Nacional do Contribuição
Sistema na DRP (ONS_DRP = Anual Vigente
ContribuiçãoONS) (ContribuiçãoONS)
Encargos Setoriais na DRP
(CustoEncargos_DRP = CCC_DRP + CDE_DRP +
Fim
PROINFA_DRP + CFURH_DRP + ESS_DRP +
TFSEE_DRP + P&D_DRP + RGR_DRP + ONS_DRP)
Figura 1 – Fluxograma de Cálculo dos Encargos Setoriais em DRP

Mercado de Referência
Componentes Tarifários Ajustado Associado ao
Associados ao Encargo mercado pagante do
Setorial e Encargos Setorial e
(Componentes Tarifáriose ) (Mercado de Referência
Ajustadoe)
Encargos Setoriais na DRA
(CustoEncargos_DRA = ∑(Componentes
Fim
Tarifáriose X Mercado de Referência
Ajustadoe)
Figura 2 – Fluxograma de Cálculo dos Encargos Setoriais em DRA