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 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição
Submódulo 7.1
PROCEDIMENTOS GERAIS
Versão 2.7

1. OBJETIVO
1. Estabelecer os procedimentos gerais a serem aplicados ao processo de definição da Estrutura Tarifária
para as concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.
2. ABRANGÊNCIA
2. Aplica-se a todas as revisões e reajustes tarifários de concessionárias de serviço público de distribuição
de energia elétrica.
3. CRITÉRIOS GERAIS
3. Estrutura Tarifária é um conjunto de tarifas aplicadas ao faturamento do mercado de distribuição de
energia elétrica, que refletem a diferenciação relativa dos custos regulatórios da distribuidora entre os
subgrupos, classes e subclasses tarifárias, de acordo com as modalidades e os postos tarifários.
4. O custo regulatório – Receita Requerida ou Receita Anual – é obtido, respectivamente, nos processos
de revisão ou de reajuste tarifário, sendo decomposto em diversos componentes tarifários que refletem
nas funções de custo: Transporte, Perdas, Encargos e Energia comprada para revenda. Por sua vez, as
funções de custo agregam-se para formar as tarifas:
a) TUSD – Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição;
b) TE – Tarifa de Energia.
5. A partir das funções de custo, constroem-se, tanto para TUSD quanto para TE, as diferentes
modalidades tarifárias, com base em critério temporal – postos tarifários – e por faixa de tensão –
grupos/subgrupos tarifários.
6. Para a definição da TUSD e da TE, serão utilizados os conceitos, critérios, procedimentos e metodologias
descritas neste Submódulo e nos seguintes:
a) Submódulo 7.2: Tarifas de Referência;
b) Submódulo 7.3: Tarifas de Aplicação;
c) Submódulo 7.4: Tarifas para Centrais Geradoras;
d) Submódulo 6.3: Encargo de Conexão; e
e) Submódulo 6.8: Bandeiras Tarifárias.
4. DEFINIÇÕES
7. São adotados os seguintes termos e conceitos:

I. TUSD – Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição: valor monetário unitário determinado pela ANEEL, em
R$/MWh ou em R$/kW, utilizado para efetuar o faturamento mensal de usuários do sistema de
distribuição de energia elétrica pelo uso do sistema;
II. TUST – Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão: TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica,
e TUSTFR, relativa ao uso de transformadores de potência da Rede Básica com tensão inferior a 230 kV e
Demais Instalações de Transmissão – DIT, quando de uso em caráter compartilhado, conforme Resolução
Normativa nº 67/2004, art. 3º, inciso II e art. 4º, inciso III, ou o que vier a sucedê-lo;
III. TE – Tarifa de Energia: valor monetário unitário determinado pela ANEEL, em R$/MWh, utilizado para
efetuar o faturamento mensal pela distribuidora referente ao consumo de energia dos seguintes
contratos:
a) Contrato de Compra de Energia Regulada – CCER, nos termos da Resolução Normativa nº 414/2010,
art. 62, ou o que vier a sucedê-lo;
b) Contrato de fornecimento de consumidores do grupo A, nos termos da Resolução Normativa nº
414/2010, art. 63, ou o que vier a sucedê-lo;
c) Contrato de Adesão de consumidores do grupo B, nos termos da Resolução Normativa nº 414/2010,
art. 60, ou o que vier a sucedê-lo;
d)Contrato de Compra e Venda da Energia – CCE, para suprimento de concessionária ou permissionária
de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano, nos termos do PRORET, Submódulo 11.1;
IV. Mercado de Referência: definido no PRORET, Submódulo 2.1;
V. Período de Referência: definido no PRORET, Submódulo 2.1;
VI. Benefício Tarifário: descontos e subsídios concedidos em atos legais e normativos;
VII. Bandeiras Tarifárias: sistema tarifário que tem como finalidade sinalizar aos consumidores faturados
pela distribuidora, por meio de adicional na Tarifa de Energia, dos custos da geração de energia elétrica.
5. SUBGRUPOS E MODALIDADES TARIFÁRIAS
8. Para os usuários do sistema de distribuição, a TUSD diferencia-se por subgrupo, posto e modalidade
tarifária. A TE diferencia-se por posto e modalidade tarifária.
9. Os usuários do sistema de distribuição são classificados em grupos e subgrupos tarifários, conforme
incisos XXXVII e XXXVIII, do art. 2º, da Resolução Normativa nº 414/2010, ou o que vier a sucedê-los.
10. Os postos tarifários são:
I. Posto Tarifário Ponta: período composto por três horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora
considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda a área de

concessão, exceto para fins de semana e os feriados definidos na Resolução Normativa nº 414/2010, art.
2º, inciso LVIII, ou o que vier a sucedê-lo;
II. Posto Tarifário Intermediário: período de duas horas, sendo uma hora imediatamente anterior e outra
imediatamente posterior ao posto ponta;
III. Posto Tarifário Fora de Ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e
complementares àquelas definidas nos postos ponta e intermediário.
11. É admitida a flexibilização dos postos tarifários conforme disposto no item 10 deste Submódulo.
12. As modalidades tarifárias são:
I. Modalidade tarifária horária Azul: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, caracterizada por
tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de potência, de acordo com as horas
de utilização do dia;
II. Modalidade tarifária horária Verde: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, caracterizada por
tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia, assim
como de uma única tarifa de demanda de potência;
III. Modalidade tarifária Convencional Binômia: aplicada às unidades consumidoras do grupo A,
caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica e demanda de potência, independentemente
das horas de utilização do dia;
IV. Modalidade tarifária horária Branca: aplicada às unidades consumidoras do grupo B, conforme
Resolução Normativa nº 414/2010, ou o que vier a sucedê-la, caracterizada por tarifas diferenciadas de
consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia;
V. Modalidade tarifária Convencional Monômia: aplicada às unidades consumidoras do grupo B,
caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica, independentemente das horas de utilização do
dia;
VI. Modalidade tarifária Geração: aplicada às centrais geradoras e aos agentes importadores conectados
aos sistemas de distribuição, caracterizada por tarifas de demanda de potência, independentemente das
horas de utilização do dia;
VII. Modalidade tarifária Distribuição: aplicada às concessionárias ou às permissionárias de distribuição
conectadas aos sistemas de outra distribuidora, caracterizada por tarifas diferenciadas de demanda de
potência, de acordo com as horas de utilização do dia, e de consumo de energia elétrica;
VIII. Modalidade tarifária pré-pagamento: aplicada no faturamento das unidades consumidoras que
aderirem ao sistema de faturamento pré-pago nos termos da Resolução Normativa nº 610/2014, ou o
que vier a sucedê-la;

13. Para os agentes exportadores, aplicam-se as modalidades tarifárias das unidades consumidoras,
respeitados os subgrupos tarifários.
14. A Tabela 1 apresenta os subgrupos tarifários e as modalidades tarifárias, com as respectivas grandezas
de faturamento, na forma de TUSD e de TE.

Tabela 1: Tarifas aplicadas aos Subgrupos e Modalidades Tarifárias
TUSD TE
GRUPO SUBGRUPO MODALIDADE
Ponta Intermediária Fora Ponta Sem posto Ponta Intermediária Fora Ponta Sem posto

A1 (≥230 kV) Azul R$/kW R$/kW R$/MWh R$/MWh R$/MWh
A2 Azul R$/kW R$/kW R$/MWh R$/MWh R$/MWh
(88 kV a 138 Distribuição R$/kW R$/kW R$/MWh R$/MWh
kV)
Geração R$/kW

Azul R$/kW R$/kW R$/MWh R$/MWh R$/MWh
A3

Distribuição R$/kW R$/kW R$/MWh R$/MWh
(69 kV)
Geração R$/kW

Azul R$/kW R$/kW R$/MWh R$/MWh R$/MWh
Verde R$/MWh R$/MWh R$/kW R$/MWh R$/MWh
A3a
R$/kW
(30 kV a 44 Convencional B. R$/MWh
R$/MWh
kV)

A Distribuição R$/kW R$/kW R$/MWh R$/MWh
(≥ 2,3 kV)
Geração R$/kW

Azul R$/kW R$/kW R$/MWh R$/MWh R$/MWh
Verde R$/MWh R$/MWh R$/kW R$/MWh R$/MWh
A4 R$/kW
Convencional B. R$/MWh
(2,3 kV a 25 R$/MWh
kV)

Distribuição R$/kW R$/kW R$/MWh R$/MWh
Geração R$/kW

Azul R$/kW R$/kW R$/MWh R$/MWh R$/MWh
AS

Verde R$/MWh R$/MWh R$/kW R$/MWh R$/MWh
(< 2,3 kV
subterrâneo) R$/kW
Convencional B. R$/MWh
R$/MWh

Convencional R$/MWh R$/MWh
B1

Branca R$/MWh R$/MWh R$/MWh R$/MWh R$/MWh R$/MWh
(residencial)

Pré-pagamento R$/MWh R$/MWh
Convencional R$/MWh R$/MWh
B2

Branca R$/MWh R$/MWh R$/MWh R$/MWh R$/MWh R$/MWh
(rural)

B Pré-pagamento R$/MWh R$/MWh
(< 2,3 kV) Convencional R$/MWh R$/MWh
B3

| (demais Branca | R$/MWh R$/MWh R$/MWh | R$/MWh R$/MWh R$/MWh |
| --- | --- | --- |
| classes) Pré-pagamento | R$/MWh | R$/MWh |
| B4 (IP) Convencional | R$/MWh | R$/MWh |
| Distribuição Distribuição | R$/MWh | R$/MWh |
| Geração | Geração | R$/kW |

6.COMPOSIÇÃO DA TARIFA DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO - TUSD
15. Os custos regulatórios que formam a TUSD são definidos no processo de reajuste ou revisão tarifária.
16. As funções de custos da TUSD são formadas de acordo com os seguintes componentes tarifários:
I. TUSD TRANSPORTE – parcela da TUSD que compreende a TUSD FIO A e a TUSD FIO B, sendo:
a) TUSD FIO A – formada por custos regulatórios pelo uso de ativos de propriedade de terceiros,
compreendida por:

i) uso dos sistemas de transmissão da Rede Básica;
ii) uso dos transformadores de potência da Rede Básica com tensão inferior a 230 kV e das DIT
compartilhadas;
iii) uso dos sistemas de distribuição de outras distribuidoras; e
iv) conexão às instalações de transmissão ou de distribuição.
b) TUSD FIO B – formada por custos regulatórios pelo uso de ativos de propriedade da própria
distribuidora que compõem a Parcela B, compreendida por: i) custo anual dos ativos (CAA); ii) custo de
administração, operação e manutenção (CAOM).
II.TUSD ENCARGOS – parcela da TUSD que recupera os custos de:
a) Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D_EE;
b) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE;
c) Contribuição para o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS;
d) Quota da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE;
e) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; e
f) Quota da Conta de Desenvolvimento Energético associada aos Empréstimos da Conta COVID e Conta
Escassez Hídrica –CDE CONTAS
III. TUSD PERDAS – parcela da TUSD que recupera os custos regulatórios com:
a) Perdas técnicas do sistema da distribuidora;
b) Perdas não técnicas;
c) Perdas na Rede Básica devido às perdas regulatórias da distribuidora; e
d) Receitas Irrecuperáveis.
IV.TUSD OUTROS – parcela da TUSD referente:
a) Subvenção D < 350;
b) Outros.
17. A Figura 1 apresenta a TUSD e as funções de custos com os respectivos componentes tarifários:

TUSD

TRANSPORTE PERDAS ENCARGOS OUTROS
IRRECUPERÁVEIS

TÉCNICAS RB/D CONTAS
SUBVENÇÃO

TÉCNICAS RECEITAS PROINFA OUTROS
TFSEE P&D_EE 350
A B ONS CDE
FIO FIO PERDAS
<
NÃO CDE D
Básica D T

Fronteira CONEXÃO CONEXÃO
CUSD
Rede
Figura 1: Funções de Custos e Componentes Tarifários da TUSD
7. INCIDÊNCIA DA TUSD
18. Para os usuários do sistema de distribuição, aplicam-se todos os componentes tarifários, exceto:
I. Para concessionária ou permissionária de distribuição, o inciso II e a alínea "b" do inciso III do parágrafo
16 deste Submódulo;
II. Para a subclasse baixa renda, as alíneas "d", "e" e "f" do inciso II do parágrafo 16 deste Submódulo;
III. Para a parcela do consumo atendido por empreendimento próprio de produção independente e/ou de
autoprodução, as alíneas "d", "e" e "f" do inciso II do parágrafo 16 deste Submódulo; e
IV. Para centrais geradoras que possuem uma forma específica de cálculo da TUSD, conforme descrito nos
Submódulos 7.3 e 7.4.
19.A TUSD classifica-se em:
I. TUSD AZUL:
a) TUSD AZUL ponta – R$/kW;
b) TUSD AZUL fora ponta – R$/kW; e
c) TUSD AZUL – R$/MWh – definida sem distinção horária.
II. TUSD VERDE:

a) TUSD VERDE – R$/kW - definida sem distinção horária;
b) TUSD VERDE ponta – R$/MWh; e
c) TUSD VERDE fora ponta – R$/MWh.
III. TUSD CONVENCIONAL binômia – R$/kW e R$/MWh – definida sem distinção horária;
IV. TUSD BRANCA:
a) TUSD BRANCA ponta – R$/MWh;
b) TUSD BRANCA intermediária – R$/MWh; e
c) TUSD BRANCA fora ponta – R$/MWh.
V. TUSD CONVENCIONAL monômia – R$/MWh – definida sem distinção horária;
VI. TUSD DISTRIBUIÇÃO - TUSDd:
a) TUSD DISTRIBUIÇÃO ponta – R$/kW;
b) TUSD DISTRIBUIÇÃO fora ponta – R$/kW; e
c) TUSD DISTRIBUIÇÃO – R$/MWh – definida sem distinção horária.
VII. TUSD GERAÇÃO – TUSDg – R$/kW – definida sem distinção horária.
8. COMPOSIÇÃO DA TARIFA DE ENERGIA – TE
20. Os custos regulatórios que formam a TE são definidos no processo de reajuste ou revisão tarifária.
21. As funções de custos da TE são formadas de acordo com os seguintes componentes tarifários:
I. TE ENERGIA – é a parcela da TE que recupera os custos pela compra de energia elétrica para revenda
ao consumidor, incluindo: i) compra nos leilões do Ambiente de Contratação Regulada - ACR; ii) quota de
Itaipu; iii) geração própria; iv) aquisição do atual agente supridor; v) compra de geração distribuída.
II. TE ENCARGOS – é a parcela da TE que recupera os custos de:
a) Encargos de Serviços de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER;
b) Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D_EE;
c) Contribuição sobre Uso de Recursos Hídricos – CFURH;

d) Quota da Conta de Desenvolvimento Energético associada aos Empréstimos da Conta COVID e Conta
Escassez Hídrica – TE CDE; e
e) Quota da Conta de Desenvolvimento Energético para modicidade tarifária resultado da desestatização
da Eletrobras – CDE ELET.
III. TE TRANSPORTE – é a parcela da TE que recupera os custos de transmissão relacionados ao transporte
de Itaipu e à Rede Básica de Itaipu.
IV. TE PERDAS – é a parcela da TE que recupera os custos com perdas na Rede Básica devido ao mercado
de referência de energia.
V. TE OUTROS – parcela da TE referente:
a) Subvenção D < 350;
b) Outros.
22. A Figura 2 apresenta a TE e as funções de custos com os respectivos componentes tarifários:
TE
ENERGI PERDA

TRANSPORTE ENCARGOS OUTROS
A S
CATIVO
D

Transporte Básica ELET SUBVENÇÃO
CFURH ESS/EER P&D_EE OUTROS
ITAIPU ITAIPU CDE
SOBRE <350
Rede TE CDE
RB
Figura 2: Funções de custos e componentes tarifários da TE
9. INCIDÊNCIA DA TE
23.Para o mercado de referência da TE, definido no parágrafo 7 deste Submódulo, aplicam-se todos os
componentes tarifários, exceto:
I. Para concessionária ou permissionária de distribuição que possua Contrato de Compra e Venda de
Energia – CCE com o agente de distribuição supridor, agente da CCEE, o inciso IV do parágrafo 21 deste
Submódulo; e

II. Para concessionária ou permissionária de distribuição que possua Contrato de Compra e Venda de
Energia – CCE com o agente de distribuição supridor, cotista de Itaipu, o inciso III do parágrafo 21 deste
Submódulo.
24. A TE classifica-se em:
I. Horária – é segmentada em dois postos tarifários ou períodos de faturamento:
a) TE ponta - R$/MWh;
b) TE intermediária – R$/MWh; e
c) TE fora ponta - R$/MWh.
II. TE convencional - R$/MWh – definida sem distinção horária.
III. TE suprimento - R$/MWh – definida sem distinção horária.
10. FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA
25. De forma a adequar a estrutura tarifária, tanto a distribuidora quanto os consumidores podem propor
alterações, com análise substantiva, comprovando ser mais adequado e oportuno ao interesse público do
que a proposta padrão, nos seguintes parâmetros de construção da tarifa de uso:
I. Utilização ou não do posto intermediário para a modalidade tarifária horária Branca;
II. Utilização do posto intermediário para a modalidade tarifária horária Branca, em horário e duração
diversa daquela estabelecida, sempre em períodos conjugados ao posto ponta;
III. Utilização de relação ponta/fora ponta/intermediário para a modalidade tarifária horária Branca diversa
daquela estabelecida na proposta padrão;
IV. Utilização de relação entre a TUSD do posto fora de ponta da modalidade tarifária horária Branca e a
TUSD da modalidade tarifária convencional – parâmetro kz – diversa daquela estabelecida na proposta
padrão para cada subgrupo tarifário;
V. Utilização de relação ponta/fora ponta para as modalidades tarifárias horárias Azul e Verde diversa
daquela estabelecida na proposta padrão;
VI. Fator de carga do cruzamento das retas tarifárias Azul e Verde;
VII. Valores dos Custos Marginais de Expansão calculados pela ANEEL, baseados em metodologia de custos
médios; e
VIII. Definição de horário de ponta distinto para parcela do mercado nos termos da Resolução Normativa nº
414/2010, art. 59, ou o que vier a sucedê-la.

26. A distribuidora deve apresentar sua proposta conforme cronograma definido no Submódulo 10.1 e os
consumidores, durante o rito da Audiência Pública específica da revisão.
27. Cabe à ANEEL analisar as propostas e definir os parâmetros a serem utilizados.
28. A Estrutura Tarifária Padrão, proposta pela ANEEL, terá os seguintes fatores:
Tabela 2: Fatores para Construção de Tarifas
Fator Valor
Relação Ponta/Fora de Ponta A2 Relação Atual
Relação Ponta/Fora de Ponta A3 Relação Atual
Relação Ponta/Fora de Ponta A4 Relação Atual
Relação Ponta/Fora de Ponta AS Relação Atual
Relação Ponta/Fora de Ponta B 5,00
Relação Intermediária/Fora de Ponta B 3,00
Fator de Cruzamento entre retas AZUL/VERDE 0,66
Fator de Ponta da Energia 1,72
Fator de Fora de Ponta da Energia 1,00
Fator Convencional da Energia 1,06
11. PUBLICAÇÃO DAS TARIFAS DE APLICAÇÃO
29. A TUSD e a TE serão publicadas nas respectivas resoluções homologatórias de reajuste e revisão
tarifária para cada modalidade e subgrupo tarifário.
12. DA FATURA DO CONSUMIDOR FINAL
30. A distribuidora deve disponibilizar aos consumidores do grupo B e aos consumidores do grupo A
optantes pelas tarifas do grupo B, o valor correspondente à energia, ao serviço de distribuição, à
transmissão, às perdas de energia, aos encargos setoriais e aos tributos.
31. A informação mencionada no item anterior dar-se-á pela disponibilização da mesma no sítio da
distribuidora, por meio de comunicado aos consumidores ou pela fatura de energia elétrica.
Tabela 3: Apresentação dos valores na fatura
Faturamento dos componentes tarifários
Custo
associados
TE-ENERGIA, TE-TRANSPORTE e bandeira
Energia
tarifária em vigor
Serviços de Distribuição TUSD – FIO B
Transmissão TUSD – FIO A
Perdas de Energia TUSD – PERDAS e TE -PERDAS
Encargos Setoriais TUSD – ENCARGOS e TE - ENCARGOS
Outros TUSD – OUTROS e TE - OUTROS

32. Para os consumidores do grupo A, a ANEEL disponibilizará, em até 15 (quinze) dias após publicação da
respectiva resolução homologatória, em seu sítio na internet, os valores das tarifas segregados nos
componentes tarifários.
13. DISPOSIÇÕES GERAIS E TRANSITÓRIAS
13.1. MODALIDADE TARIFÁRIA CONVENCIONAL BINÔMIA
33. A modalidade tarifária convencional binômia será aplicada até o término do 3CRTP.
34. Nas revisões tarifárias, a partir de 2015, serão consideradas as tarifas de referência, conforme
Submódulo 7.2, para a modalidade tarifária convencional binômia na definição das TUSD e TE, contudo,
não serão publicadas Tarifas de Aplicação para essa modalidade.
13.2. MODALIDADES TARIFÁRIAS PARA O SISTEMA ISOLADO
35. Aplicam-se ao sistema isolado as mesmas modalidades tarifárias do Sistema Interligado Nacional - SIN.
13.3. TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA
36. A ANEEL poderá propor período de transição em virtude de impactos tarifários significativos aos
usuários do sistema de distribuição provenientes da aplicação deste PRORET.
13.4. EFEITO AO CONSUMIDOR
37. Na divulgação dos resultados do processo tarifário, será apurado o Efeito ao Consumidor por subgrupo
e modalidade tarifária, considerando um consumidor-padrão equivalente ao Mercado de Referência.
13.5. DESCONTO PARA FONTES INCENTIVADAS
38. O percentual de redução ao qual se refere o inciso II do art. 5º da Resolução Normativa nº 77, de 18
de agosto de 2004, ou o que vier a sucedê-lo, será aplicado sobre a função de custo TUSD TRANSPORTE.