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 4: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição
Submódulo 4.4A
DEMAIS COMPONENTES FINANCEIROS
Versão 1.4

1. OBJETIVO
1. Elencar de forma exaustiva os Componentes Financeiros que ainda não tenham sido definidos nos
demais módulos do PRORET, ou em outros regulamentos, denominados aqui como Demais Componentes
Financeiros, DCF, e estabelecer a metodologia de cálculo para fins de apuração do índice de
reposicionamento das tarifas, e, onde couber, substituir as metodologias existentes.
2. ABRANGÊNCIA
2. A apuração dos Componentes Financeiros é aplicável no âmbito dos reajustes tarifários anuais e das
revisões tarifárias periódicas das concessionárias de distribuição de energia elétrica, prorrogadas nos
termos do Decreto n° 8.461/2015, ou que assinaram o termo aditivo ao contrato de concessão, aprovado
pelo Despacho nº 2.194/2016.
3. PRINCÍPIOS GERAIS
3. Todos os DCF terão um critério para sua admissão no cálculo tarifário, que estão descritos no item 5
deste Submódulo. Quaisquer montantes, faturas ou pleitos que não atenderem o critério de
admissibilidade serão desconsiderados.
4. Quando o critério de admissibilidade se basear em faturas de compra ou venda de serviços, só serão
admissíveis aqueles valores que forem aceitos pela Fiscalização da ANEEL.
5. Como regra geral, para fins de remuneração dos DCF, será utilizada a Taxa de Juros do Sistema Especial
de Liquidação e de Custódia (Selic), publicada pelo Banco Central do Brasil (Bacen), acumulada do mês
posterior ao da ocorrência do pagamento/recebimento do valor financeiro até o mês anterior ao do
processo tarifário da concessionária de distribuição.
6. Os DCF, calculados conforme item 5 deste submódulo, serão remunerados por meio da seguinte
fórmula:
𝐧𝐧−𝟏𝟏
𝐭𝐭𝐭𝐭× (1)
𝐃𝐃𝐃𝐃𝐃𝐃_𝐀𝐀𝐀𝐀𝐭𝐭𝐭𝐭= ෍𝐃𝐃𝐃𝐃𝐃𝐃𝐦𝐦 ൭ෑ(𝟏𝟏+ 𝐒𝐒𝐒𝐒𝐒𝐒𝐒𝐒𝐒𝐒𝐝𝐝) −𝟏𝟏൱
𝐦𝐦∈𝐌𝐌 𝐢𝐢= 𝐦𝐦+𝟏𝟏
onde:
DCF_AT: Valor total do DCF, tipo tp, em unidades monetárias, auditado e validado pela ANEEL, com
remuneração pela Taxa Selic;
DCFmtp: Valor do componente financeiro, tipo tp, em unidades monetárias, auditado e validado pela
ANEEL, no mês de competência m;
SELICD: Taxa Selic diária, publicado pelo Bacen, entre o primeiro dia útil do mês posterior ao do
pagamento/recebimento do valor financeiro pela concessionária (m + 1) até o último dia útil do mês
anterior ao do seu reajuste ou revisão tarifária (n - 1);
tp: tipo do componente financeiro, conforme regras deste submódulo; e
M: conjunto de meses analisados.

7. Para a Taxa Selic diária não disponíveis na data de conclusão da instrução do processo pela área
técnica, será replicado o último valor publicado pelo Bacen.
8. Para fins de cálculo dos DCF, período de referência corresponde aos dozes meses anteriores ao mês
do reajuste ou revisão tarifária em processamento.
9. Caso não haja tempo hábil para se obter os dados mensais necessários para realizar quaisquer cálculos
deste módulo 4, o valor será estimado com base nos valores realizados no mês imediatamente anterior.
10. Os valores estimados com base neste parágrafo serão considerados finais, não cabendo ajuste
posterior pela apuração efetiva do item.
4. LISTAGEM DOS DEMAIS COMPONENTES FINANCEIROS
11. Serão considerados como DCF os seguintes itens:
i. Garantias financeiras de CCEARs;
ii. Penalidade por descumprimento da meta de Universalização;
iii. Compensação por violação de limites de continuidade;
iv. Neutralidade da Parcela A;
v. Descasamento da TUSD Geração;
vi. Descasamento da TUSD Distribuição;
vii. Descasamento das tarifas de permissionárias;
viii. Recálculo de processo tarifário anterior;
ix. Suprimento fora da faixa de tolerância;
x. Acordo Bilateral de CCEAR;
xi. Previsão de Risco Hidrológico; e
xii. Ajuste modicidade CDE Eletrobras.
12. Somente os DCF listados acima poderão ser considerados na forma definida neste Submódulo, não
admitido outro tipo de cálculo ou metodologia de apuração, ainda que se trate de assunto correlato ou
semelhante.
13. Apenas componentes financeiros definidos nos procedimentos de regulação tarifária ou em
regulamentação específica poderão ser considerados para fins de reajuste e revisão das tarifas.

5. DEFINIÇÃO E METODOLOGIA DE CÁLCULO
5.1. GARANTIAS FINANCEIRAS DE CCEARS
5.1.1. DEFINIÇÃO
14. Repasse dos custos decorrentes da liquidação e custódia das garantias financeiras previstas nos
contratos de que tratam os art. 15 (geração distribuída por chamada pública), art. 27 (CCEAR de leilões de
energia nova e existente) e art. 32 (leilões de ajuste) do Decreto nº 5.163/2004.
5.1.2. VALORES ADMISSÍVEIS
15. Faturas pagas dentro do Período de Fiscalização e referentes aos custos com Garantias Financeiras
previstos nos contratos de que tratam os art. 15, art. 27 e art. 32 do Decreto nº 5.163/2004, devidamente
fiscalizados.
5.1.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
16. O DCF da Garantia CCEAR será igual ao somatório dos montantes validados pela fiscalização,
conforme a seguinte fórmula:
𝐆𝐆𝐆𝐆𝐆𝐆𝐆𝐆𝐦𝐦= ෍𝐆𝐆𝐆𝐆𝐆𝐆𝐆𝐆𝐞𝐞,𝐦𝐦 (2)
𝐞𝐞∈𝐄𝐄
onde:
GFINm: Custos fiscalizados, em unidades monetárias, relativos à liquidação e custódia das garantias
financeiras, no mês de competência m, para o conjunto de contratos com repasse admissível;
GFINe,m: Custo fiscalizado, em unidades monetárias, relativo à liquidação e custódia das garantias
financeiras, no mês de competência m, para o contrato "e";
E: Conjunto de contratos com repasse admissível.
5.2. PENALIDADE POR DESCUMPRIMENTO DE META DE UNIVERSALIZAÇÃO
5.2.1. DEFINIÇÃO
17. Trata-se da penalidade instituída pelo art. 14, §8º, da Lei nº 10.438/2002, regulamentada pela
Resolução nº 223/2003, ou o que vier a sucedê-la, a ser aplicada nas tarifas das distribuidoras de energia
elétrica que descumprirem as metas de universalização.
18. O repasse deste DCF ocorrerá a partir do processo tarifário seguinte à decisão administrativa da
ANEEL pela aplicação da penalidade por descumprimento das metas, conforme metodologia definida a
seguir.
5.2.2. VALORES ADMISSÍVEIS

19. As informações necessárias para apuração do redutor tarifário - como as metas de universalização e
o total de pedidos de atendimento não realizados - serão apuradas e informadas pela Superintendência
de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE).
5.2.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
20. A penalidade imposta à distribuidora é calculada por meio de um fator redutor, cuja fórmula está
descrita a seguir:
𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓
(3)
𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑= 𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌× 𝐑𝐑𝐑𝐑% × 𝐄𝐄𝐄𝐄𝐄𝐄× 𝐁𝐁𝐁𝐁𝐁𝐁
onde:
TNR: soma do total de ligações não realizadas nas áreas urbana e rural (TNRU e TNRR, respectivamente);
Meta: total de pedidos de fornecimento que se enquadrem nos critérios de atendimento no âmbito da
universalização, a serem realizados de acordo com os Programas Anuais;
RP %: taxa de Remuneração de Capital Próprio Regulatória definida na Revisão Tarifária subsequente à
apuração das metas;
EOC: Estrutura Ótima de Capital Próprio definido na Revisão Tarifária subsequente à apuração das metas;
e
BRL: Base de Remuneração Líquida definida na Revisão Tarifária subsequente à apuração das metas.
21. O valor redutor deve ser limitado pelo Valor do Retorno Total do Capital, relacionado ao custo
estimado dos ativos correspondentes ao atendimento das ligações não realizadas, obtido pela seguinte
fórmula:
൬𝐖𝐖𝐖𝐖𝐖𝐖𝐖𝐖
(4)
𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋= 𝟏𝟏−𝐓𝐓൰× (𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐔𝐔× 𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐔𝐔+ 𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐑𝐑× 𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐑𝐑)
onde:
WACC: Custo Médio Ponderado do Capital;
T: carga tributária efetiva;
TNRU: é o total de pedidos de fornecimento não realizados na área urbana para alcançar as metas que se
enquadrem nos critérios de atendimento sem ônus para fins de universalização na área urbana;
CUSTOU: é o custo médio de uma ligação de unidade consumidora para fins de universalização na área
urbana, a ser definido para cada concessionária pela ANEEL no ano em que ocorrer a apuração das metas;
TNRR: é o total de pedidos de fornecimento não realizados na área rural para alcançar as metas que se
enquadrem nos critérios de atendimento sem ônus para fins de universalização na área rural;
CUSTOR: é o custo médio de uma ligação de unidade consumidora para fins de universalização na área
rural, a ser definido para cada concessionária pela ANEEL no ano em que ocorrer a apuração das metas.
22. A penalidade também deverá ser limitada a 2% do faturamento da distribuidora nos 12 meses
anteriores à publicação do Despacho que informar a apuração do número de pedidos de fornecimento
não atendidos.

23. O valor do DCF de penalidade por descumprimento de meta de universalização deverá ser dividido
em parcelas iguais ao longo do ciclo tarifário até a próxima Revisão Tarifária Periódica, conforme fórmula
a seguir:
𝐦𝐦𝐦𝐦𝐦𝐦 (𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑; 𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋𝐋; 𝟎𝟎, 𝟎𝟎𝟎𝟎× 𝐅𝐅𝐀𝐀𝐀𝐀)
𝐏𝐏𝐏𝐏𝐏𝐏𝐏𝐏= (5)
𝐧𝐧
onde:
PDMU: parcela da penalidade por descumprimento da meta de universalização, em unidades monetárias;
FAT: faturamento da distribuidora nos 12 meses anteriores à publicação do Despacho que informar a
apuração do número de pedidos de fornecimento não atendidos, obtido no Sistema de Acompanhamento
de Informações de Mercado para Regulação Econômica (SAMP) e deverá incluir as receitas de
fornecimento, suprimento e de uso; e
n: é igual ao número de procedimentos tarifários até a Revisão Tarifária Periódica subsequente.
5.3. COMPENSAÇÃO POR VIOLAÇÃO DE LIMITES DE CONTINUIDADE
5.3.1. DEFINIÇÃO
24. Repasse aos consumidores da compensação financeira recebida pelas distribuidoras devido a
violação dos limites de continuidade nos pontos de conexão dos acessos à rede de outras distribuidoras,
conforme item 6.1.5.2 do Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional – PRODIST, ou o que vier a sucedê-lo.
5.3.2. VALORES ADMISSÍVEIS
25. O valor da compensação financeira devido à violação dos limites de continuidade pela distribuidora
acessada, para fins de apuração do DCF da distribuidora acessante, será informado pela SRD,
descriminado por mês de competência, distribuidora acessada e acessante.
5.3.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
26. O DCF será calculado, para o período de referência, conforme fórmula a seguir:
𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐦𝐦= −෍𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐝𝐝 (6)
𝐝𝐝∈𝐃𝐃
onde:
CompContm: Valor total da compensação financeira, em unidades monetárias, recebida pela
concessionária de distribuição acessante, no mês de competência m;
CompContd: valor da compensação financeira, em unidades monetárias, recebida pela concessionária de
distribuição acessante, no mês de competência m, referente à distribuidora acessada d; e
D: conjunto de distribuidoras acessadas pela distribuidora acessante.

5.4. NEUTRALIDADE DA PARCELA A
5.4.1. DEFINIÇÃO
27. Este DCF é resultante das condições definidas pela Lei nº 12.783/2013 e pelo aditivo contratual
aprovado pelo Despacho nº 2.194/2016, que estendem a neutralidade dos Encargos Setoriais para toda a
Parcela "A".
28. Os itens da Parcela "A" estão definidos no Submódulo 2.1 A do PRORET.
29. A Neutralidade é calculada considerado as diferenças mensais apuradas entre os valores faturados
de cada item no Período de Referência e os respectivos valores contemplados nos Reposicionamento
Tarifário anterior.
30. Os valores faturados serão calculados considerando as tarifas de base econômica, salvo se o cálculo
for a de Neutralidade de itens financeiros, quando será usada uma tarifa derivada especificamente para
este fim. Os valores contemplados serão especificados por item da Parcela A, conforme definidos neste
submódulo.
31. Todos os componentes financeiros relacionados à Parcela A, incluindo os Demais Componentes
Financeiros, o CVA saldo a compensar, bem como o financeiro de neutralidade, serão considerados como
itens da Parcela A e terão seus valores neutralizados conforme descrito nesta seção.
32. Somente os componentes tarifários de Parcela A serão considerados no cálculo da neutralidade.
33. A CVA, será neutralizada por meio do cálculo do CVA saldo a compensar, não sendo aplicável os
cálculos dispostos nesta seção para sua neutralidade.
34. A Neutralidade da Parcela A é calculada com relação à variação de mercado no período de referência,
consideradas as diferenças mensais entre os valores faturados de cada item da Parcela A e os respectivos
valores contemplados no reajuste ou revisão tarifária anterior.
35. A Neutralidade dos itens da Parcela A será subdividida em duas categorias:
i. Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza fixa;
ii. Neutralidade dos itens da Parcela A de natureza variável;
36. Os itens da Parcela A com Neutralidade de natureza fixa são: Encargos Setoriais, Encargos de Conexão
dos Sistemas de Transmissão/Distribuição e os componentes financeiros relacionados à Parcela A.
37. Os itens da Parcela A com Neutralidade de natureza variável são: Custo de Aquisição de Energia,
Encargos de Uso dos Sistemas de Transmissão/Distribuição, Transporte de Itaipu e Receitas
Irrecuperáveis.
38. O cálculo da Neutralidade dos itens de natureza fixa será padronizado e todos os componentes terão
a mesma equação, conforme metodologia definida.

39. O cálculo da Neutralidade dos itens de natureza variável considerará as especificidades de cada
componente, conforme metodologia definida.
40. Com exceção da Neutralidade dos encargos setoriais, a Neutralidade será calculada apenas a partir
do último dia do mês de assinatura do aditivo ao contrato de concessão, nos termos do Despacho nº
2.194/2016, limitado ao período de referência, ou seja, dos últimos 12 meses.
41. Todos os itens de neutralidade serão calculados considerando até o mês anterior ao do reajuste ou
revisão. Os valores referentes ao mês de reajuste ou revisão serão considerados no próximo processo
tarifário.
5.4.2. VALORES ADMISSÍVEIS
42. As informações utilizadas para o cálculo da neutralidade dos itens de Parcela A são relativas ao
mercado faturado, informadas pelas distribuidoras no SAMP, e às componentes tarifárias calculadas e
publicadas pela ANEEL, conforme Módulo 7 do PRORET.
5.4.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO - NATUREZA FIXA
43. A Neutralidade dos Itens de Cobertura Tarifária de natureza fixa do mês m é calculada, para o período
de referência, conforme fórmula abaixo:
𝐅𝐅𝐅𝐅𝐅𝐅𝐦𝐦 𝐢𝐢
(7)
𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐟𝐟𝐟𝐟𝐟𝐟𝐟𝐟,𝐢𝐢,𝐦𝐦= ቆ𝐂𝐂𝐂𝐂𝐢𝐢𝐱𝐱 −𝐅𝐅𝐅𝐅𝐅𝐅𝐦𝐦 𝐢𝐢 ቇ
∑ 𝐅𝐅𝐅𝐅𝐅𝐅𝐦𝐦𝐢𝐢
𝐦𝐦∈𝐌𝐌
onde:
Neutralidadefixa,i,m: Neutralidade da do item "i" da Parcela "A" com natureza fixa do mês m, em unidades
monetárias ;
FATmi: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao item "i" da Parcela "A"
com natureza fixa, "i", estabelecida pelo processo tarifário anterior, ao Mercado de Referência,
conforme submódulo 7.3, no mês de competência m;
CTi: Valor considerado no processo tarifário anterior a título de cobertura tarifária do item "i" da Parcela
"A" com natureza fixa;
M: período de referência, correspondente aos dozes meses anteriores ao reajuste ou revisão tarifária.
44. Para o cálculo da Neutralidade dos Componentes Financeiros, a apuração do valor será realizada por
componente tarifário.
45. A componente tarifária utilizada para o cálculo do valor faturado para a Neutralidade dos
Componentes Financeiros será realizada subtraindo-se a tarifa de base CVA e a tarifa de base econômica
da tarifa de aplicação.
5.4.4. METODOLOGIA DE CÁLCULO – AQUISIÇÃO DE ENERGIA
46. A Neutralidade do Custo de Aquisição de energia do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo:

Neutralidadeenergia,m = (ERA-1,m X TMA – FATenergia,m) (8)
– 1
onde:
ERAA-1,m: Energia requerida considerando o mercado de fornecimento e suprimento do mês m do
período de referência, aplicando os parâmetros de perda regulatória do processo anterior;
TMA-1: Tarifa média de repasse do processo anterior; e
FATenergia,m: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao Custo de
Aquisição de Energia, Perda Técnica, Perda não Técnica, Perda de RB sobre o mercado Cativo, Perda de
RB sobre o Mercado de Referência para o mês m.
5.4.5. METODOLOGIA DE CÁLCULO – USO DOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO
47. A Neutralidade do Uso dos Sistemas de Transmissão contempla os Encargo de Uso associados a
TUSDg e o MUST Itaipu.
48. A Neutralidade do Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição do mês m é calculada conforme
a fórmula abaixo:
Neutralidaderb,m = (TMRBponta X MWponta,m + TMRBfponta X MWfponta,m – FATrb,m) (9)
onde:
TMRBponta;TMRBfponta; Tarifa média de Cobertura Tarifária de Rede Básica, respectivamente no posto de
ponta e fora de ponta, aplicável ao período de referência, expressa em R$/kW.mês e determinada no
processo tarifário anterior ao do cálculo da Neutralidade;
MWponta,m;MWfponta,m: Montante contratado de EUST respectivamente no posto de ponta e fora de ponta,
do mês m do período de referência; e
FATrb,m: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao EUST Nodal, EUST
Fronteira, EUST Itaipu, TUSDg RB e TUSDg ONS ao Mercado de Referência no mês m.
49. A TMRBponta e TMRBfponta são calculadas conforme a equações 15 e 16 do submódulo 4.2 A do PRORET.
5.4.6. METODOLOGIA DE CÁLCULO – USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO
50. A Neutralidade do Uso dos Sistemas de Distribuição do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo:
NeutralidadeEUSD,m = Σd∈DΣt∈T(TUSDd,t,p X MWd,t,p,m + TUSDd,t,fp X MWd,t,fp,m +
TUSDd,t,MWh X EACUSDd,t,MWh) – FATEUSD,m (10)
onde:
TUDd,t,p; TUSDd,t,fp: A tarifa EUSD aplicável para a contratação para a distribuidora d, no período de
referência, para o nível de tensão t no período de ponta e fora de ponta, respectivamente;
MWd,t,p,m ; MWd,t,fp,m: Montante faturado de EUSD com a distribuidora d, no mês m do período de
referência, no nível de tensão t no período de ponta e fora de ponta, respectivamente, observando a
contração eficiente,

TUSDd,t,MWh e EACUSDd,t,MWh,m: A tarifa EUSD de energia aplicável para a distribuidora d, no mês m do
período de referência, no nível de tensão t e a Energia em MWh associada com a mesma; e
FATEUSD,m: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao EUSD ao Mercado de
Referência no mês m.
5.4.7. METODOLOGIA DE CÁLCULO – TRANSPORTE DE ITAIPU
51. A Neutralidade de Transporte de Itaipu do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo:
a) NeutralidadeTr.Itaipu,m = D.I.m X TTIA-1 – FatTr.Itaipu,m (11)
onde:
D.I.m: Demanda de Itaipu correspondente ao mês m, homologadas pela ANEEL;
TTIA-1: Tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional considerada no último
processo tarifário; e
FatTr.Itaipu,m: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente ao transporte de Itaipu
aplicado ao mercado de referência no mês m.
5.4.8. METODOLOGIA DE CÁLCULO – RECEITA IRRECUPERÁVEL
52. A Neutralidade de Receita Irrecuperável não será calculada no primeiro processo tarifário após a
prorrogações (Lei nº 12.783/2013) ou após a assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão
(Despacho nº 2.194/2016).
53. A Neutralidade de Receita Irrecuperável do mês m é calculada conforme a fórmula abaixo:
𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑 𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐚𝐚𝐦𝐦 + 𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑𝐑. 𝐝𝐝𝐝𝐝 𝐁𝐁𝐁𝐁𝐁𝐁𝐁𝐁𝐁𝐁𝐁𝐁𝐁𝐁𝐁𝐁𝐬𝐬𝐦𝐦 (12)
𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐍𝐞𝐞𝐑𝐑𝐑𝐑,𝐦𝐦= × {∑(𝛒𝛒𝐜𝐜× 𝐑𝐑𝐑𝐑𝐜𝐜) } −𝐅𝐅𝐅𝐅𝐭𝐭𝐑𝐑𝐑𝐑,𝐦𝐦
(𝟏𝟏−𝐈𝐈𝐈𝐈𝐈𝐈𝐈𝐈−𝐏𝐏𝐏𝐏𝐏𝐏−𝐂𝐂𝐂𝐂𝐅𝐅𝐈𝐈𝐈𝐈𝐈𝐈) 𝐂𝐂
onde:
Receita Realizadam: Receita auferida no mês m do período de referência, calculada aplicando a tarifa de
aplicação (incluindo financeiros) ao mercado de referência, sem considerar os eventuais descontos
tarifários;
Rec. De Bandeirasm: a receita proveniente das bandeiras tarifárias no mês m, aplicável somente para as
Concessões que já passaram pela primeira revisão após o 3º ciclo;
FATRI,m: Valor resultante da aplicação do componente tarifário correspondente à Receita Irrecuperável
aplicado ao mercado de referência no mês m;
Ƿc: participação da classe de consumo C na receita total verificada no período de referência; e
RIc: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à
empresa.
54. O RIc será o mesmo percentual empregado para calcular a Receita Irrecuperável no processo anterior,
que deverá por sua vez observar a metodologia vigente de cálculo da Receita Irrecuperável.

5.5. DESCASAMENTO DA TUSD GERAÇÃO
5.5.1. DEFINIÇÃO
55. Recomposição de receita da distribuidora pelo descasamento entre as datas do seu processo tarifário
e as datas de reajuste ou revisão da Receita Anual de Geração das Usinas Hidrelétricas em regime de cotas
nos termos da Lei nº 12.783/2013, CCGF, que acessam o seu sistema de distribuição.
56. Os agentes de geração que acessam o sistema de distribuição pagam o encargo de uso da rede,
conforme disposto na Resolução Normativa nº 506/2012, ou o que vier a sucedê-la, com base no
montante de uso contratado, MUSD, e na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição modalidade Geração,
TUSDg, definida no Submódulo 7.1 do PRORET.
57. O financeiro é constituído em função das distribuidoras acessadas só poderem alterar o faturamento
da TUSDg aplicada a essas centrais de geração a partir do reconhecimento desse custo na composição da
receita do gerador, o que ocorre a partir do dia 1º de julho de cada ano, com vigência até 30 de junho do
ano seguinte.
5.5.2. VALORES ADMISSÍVEIS
58. Mercado faturado, informado pelas distribuidoras no SAMP, e tarifárias calculadas e publicadas pela
ANEEL, conforme Módulo 7 do PRORET.
5.5.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
59. O DCF relativo ao descasamento da TUSDg aplicada à CCGF, será calculado nos processos tarifários
das distribuidoras, para o período de referência, conforme fórmula a seguir:
𝐠𝐠,𝐦𝐦−𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐏𝐏𝐏𝐏 𝐠𝐠,𝐦𝐦൯× 𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐠𝐠,𝐦𝐦
𝐕𝐕𝐕𝐕_𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓_𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐦𝐦= ෍൫𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐕𝐕𝐕𝐕𝐕𝐕 (13)
𝐜𝐜∈𝐆𝐆
onde:
VI_TUSDg_CCGFm: Valor da recomposição de receita, em unidade monetárias, pelo descasamento da
TUSDg aplicada às CCGF, no mês de competência m;
MUSDg,m: Montante de uso faturado da CCGF g, no mês de competência m;
TUSDgVIGg,m: TUSDg aplicada à CCGF g, no mês de competência m;
TUSDgPTg,m: TUSDg considerada no último processo tarifária da distribuidora para a CCGF g; e
G: conjunto das centrais de geração em regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783/2013.
5.6. DESCASAMENTO DA TUSD DISTRIBUIÇÃO
5.6.1. DEFINIÇÃO
60. Recomposição da receita das distribuidoras que acessam a rede de outras concessionárias ou
permissionárias de distribuição, devido ao descasamento entre as suas datas de aniversário contratual.

61. As distribuidoras que acessam a rede de outras concessionárias ou permissionárias de distribuição
pagam o encargo de uso do sistema de distribuição, conforme disposto na Resolução Normativa nº
506/2012, ou o que vier a sucedê-la.
5.6.2. VALORES ADMISSÍVEIS
62. Mercado de energia faturado, informado pelas distribuidoras no SAMP, montantes de uso
contratados e tarifas calculadas e publicadas pela ANEEL, conforme Módulo 7 do PRORET.
5.6.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
63. O DCF relativo ao descasamento da TUSD DISTRIBUIÇÃO, será calculado nos processos tarifários das
distribuidoras acessantes, para o período de referência, conforme fórmula a seguir:
𝐕𝐕𝐕𝐕_𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓 𝐃𝐃𝐦𝐦= ෍൫𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓 𝐃𝐃𝐕𝐕𝐕𝐕𝐕𝐕 𝐝𝐝,𝐦𝐦−𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓 𝐃𝐃𝐏𝐏𝐏𝐏 𝐝𝐝,𝐦𝐦൯× 𝐌𝐌𝐖𝐖𝐝𝐝,𝐦𝐦 (14)
𝐝𝐝∈𝐃𝐃
onde:
VI_TUSDDm: Valor da recomposição de receita da distribuidora acessante, em unidades monetárias, pelo
descasamento das tarifas da modalidade distribuição da distribuidora acessada d, no mês de competência
m;
MWd,m: Montante faturado de EUSD com a distribuidora d, no mês m do período de referência, no nível
de tensão t no período de ponta e fora de ponta, respectivamente, observando a contração eficiente ;
TUSD DVIGd,m: Valores da TUSD D da distribuidora acessada d, no mês de competência m;
TUSD DPTd,m: Valores da TUSD D da distribuidora acessada d considerada no último processo tarifário da
distribuidora acessante; e
D: conjunto das distribuidoras acessadas.
5.7. DESCASAMENTO DAS TARIFAS DE PERMISSIONÁRIAS
5.7.1. DEFINIÇÃO
64. Recomposição de receita da distribuidora pelo descasamento entre as datas do seu processo tarifário
e as datas do reajuste ou revisão das permissionárias de distribuição que acessam a rede e/ou compram
energia da distribuidora.
65. As permissionárias que acessam a rede de distribuidoras pagam o encargo de uso do sistema de
distribuição, conforme disposto na Resolução Normativa nº 506/2012, ou o que vier a sucedê-la.
66. As permissionárias que compram energia de distribuidora supridora celebram o Contrato de
Comercialização de Energia com Agente Supridor - CCE500SUP, conforme Submódulo 11.1 do PRORET.
67. O financeiro é constituído em função da distribuidora acessada/supridora só poder alterar o
faturamento das tarifas TUSD e TE aplicadas a permissionárias nos processos tarifários destas.

5.7.2. VALORES ADMISSÍVEIS
68. Mercado faturado, informado pelas distribuidoras no SAMP, e tarifárias calculadas e publicadas pela
ANEEL, conforme Módulo 7 do PRORET.
5.7.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
69. O DCF relativo ao descasamento das tarifas TUSD e TE aplicadas às permissionárias de distribuição,
será calculado nos processos tarifários das distribuidoras acessadas/supridoras, para o período de
referência, conforme fórmula a seguir:
𝐕𝐕𝐕𝐕_𝐏𝐏𝐏𝐏𝐏𝐏𝐦𝐦= ෍൫𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐕𝐕𝐕𝐕𝐕𝐕 𝐩𝐩,𝐦𝐦−𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐓𝐏𝐏𝐏𝐏 𝐩𝐩,𝐦𝐦൯× 𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐩𝐩,𝐦𝐦
𝐩𝐩∈𝐏𝐏 (15)
𝐩𝐩,𝐦𝐦−𝐓𝐓𝐓𝐓𝐏𝐏𝐏𝐏 𝐩𝐩,𝐦𝐦൯× 𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐌𝐩𝐩,𝐦𝐦
+ ෍൫𝐓𝐓𝐄𝐄𝐕𝐕𝐕𝐕𝐕𝐕
𝐩𝐩∈𝐏𝐏
onde:
VI_Perm: Valor da recomposição de receita, em unidade monetárias, pelo descasamento das tarifas TUSD
e TE aplicadas às permissionárias de distribuição, no mês de competência m;
MercadoFaturado TUSDp,m: Mercado faturado para fins de cálculo do encargo de uso do sistema de
distribuição pago pela permissionária p, no mês de competência m;
TUSDVIGp,m: TUSD aplicada à permissionária p, no mês de competência m;
TUSDPTp,m: TUSD considerada no último processo tarifária da distribuidora acessada para a permissionária
p;
MercadoFaturado TEp,m: Mercado faturado para fins de cálculo do suprimento de energia à permissionária
p, no mês de competência m
TEVIGp,m: TE aplicada à permissionária p, no mês de competência m;
TEPTp,m: TE considerada no último processo tarifária da distribuidora supridora para a permissionária p; e
P: conjunto de permissionárias acessantes/supridas.
5.8. RECÁLCULO DE PROCESSO TARIFÁRIO ANTERIOR
5.8.1. DEFINIÇÃO
70. O recálculo de processos tarifários anteriores poderá ocorrer em decorrência do provimento de
Pedido de Reconsideração interposto tempestivamente pela concessionária, ou por iniciativa da ANEEL,
em decorrência de erros de cálculos ou de dados nos processos tarifários anteriores, observado o disposto
no Submódulo 3.1 A do PRORET.
71. O DCF de recálculo de processos tarifários anteriores pode ser de dois tipos:
a) Ajuste financeiro: diferença entre a receita anual obtida após o procedimento de recálculo do
respectivo reajuste ou revisão tarifária e a receita anual originalmente calculada, em unidades
monetárias; e

b) Ajuste tarifário: diferenças entre as tarifas resultantes do recálculo e as tarifas originalmente
homologadas, aplicadas ao mercado de referência do reajuste/revisão em processamento.
5.8.2. VALORES ADMISSÍVEIS
72. Valores resultantes do cumprimento do Pedido de Reconsideração deferido pela ANEEL, ou, quando
for o caso, valores recalculados por iniciativa da ANEEL.
5.8.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
73. Para o item (a), o DCF será calculado pela seguinte fórmula:
VI_RECma = (RAmCor – RA1PT) X (1 + rm) (16)
onde:
VI_RECma: Valor do DCF, em unidade monetárias, no mês de competência do processo tarifário anterior;
RA1PT: Receita Anual considerada no processo tarifário anterior; e
RA1Cor: Receita Anual do processo tarifário anterior recalculada, incorporando as devidas correções.
rm: Variação do Mercado de Referência, em MWh, do processo tarifário corrente em relação ao processo
tarifário anterior; e
Mercado de Referência: mercado faturado, conforme definido no Submódulo 3.1 A do PRORET.
74. Para o item (b), o DCF será calculado considerando as tarifas por item de custo, conforme definido no
Submódulo 7.1 do PRORET, sem considerar a aplicação de descontos tarifários, conforme fórmula abaixo:
VI_RECmb = REC_FATmCor – REC_FATmPT (17)
onde:
VI_RECmb: Valor do DCF, em unidade monetárias, no mês de competência m;
REC_FATmPT: Valor da receita resultante da multiplicação do Mercado de Referência pelas tarifas
homologadas do processo tarifário anterior; e
REC_FATmCor: Valor da receita resultante da multiplicação Mercado de Referência pelas tarifas do processo
anterior recalculadas, incorporando as devidas correções.
5.9. SUPRIMENTO FORA DA FAIXA DE TOLERÂNCIA.
5.9.1. DEFINIÇÃO
75. Refere-se à receita proveniente do faturamento do suprimento de energia às distribuidoras com
mercado próprio inferior a 500 GWh, fora da faixa de tolerância, que deve ser deduzida da receita
requerida das supridoras, conforme estabelece o item 6.2 do Submódulo 11.1 do PRORET.
5.9.2. VALORES ADMISSÍVEIS
76. Mercado faturado, informado pelas distribuidoras no SAMP, montantes de energia contratados entre
a supridora e a suprida, e tarifas calculadas e publicadas pela ANEEL, conforme Módulo 7 do PRORET.

5.9.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
77. Deverá ser apurada os limites inferior (90%) e superior (110%) da faixa de tolerância, utilizando como
base o valor anual contratado.
78. Caso o valor faturado anual esteja fora do intervalo definido pelos limites inferior e superior, é
calculado o módulo da diferença, Δ_FAT_AN, entre o montante em MWh faturado anual, FAT_AN, e o
limite anual mais próximo deste valor, LIM_CONT, em MWh, conforme a fórmula a seguir:
Δ_FAT_AN = abs (FAT_AN – LIM_CONT) (18)
79. A partir do delta anual, Δ_FAT_AN, é calculado o delta mensal, Δ_FATm, proporcionalizado de acordo
com o faturamento mensal, FATm, conforme a fórmula a seguir:
𝐅𝐅𝐅𝐅𝐅𝐅𝐦𝐦
∆_𝐅𝐅𝐅𝐅𝐅𝐅𝐦𝐦= ∆_𝐅𝐅𝐅𝐅𝐅𝐅_𝐀𝐀𝐀𝐀× (19)
𝐅𝐅𝐅𝐅𝐅𝐅_𝐀𝐀𝐀𝐀
80. Para calcular os valores em unidades monetárias do faturamento fora da faixa de tolerância, VI_ULTm,
deve-se multiplicar os deltas faturados mensais por duas vezes as respectivas tarifas de suprimento
vigentes naquele mês, conforme fórmula a seguir:
VI_ULTm = Δ_FATm X 2 X TEm (20)
80-A. Caso o montante de energia anual contratada não seja informado pela distribuidora suprida, a
faixa fora da tolerância será de 20% do montante de energia anual faturada, nos termos do Submódulo
11.1 do PRORET.
80-B. Caso a distribuidora suprida seja atendida pela distribuidora supridora por mais de um ponto de
conexão, o montante contratado alocado em cada ponto de conexão será proporcional à energia
medida.
5.10. ACORDO BILATERAL DE CCEAR.
5.10.1. DEFINIÇÃO
81. Compensação financeira pelo efeito tarifário decorrente de acordo bilateral entre partes signatárias
de Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR.
5.10.2. VALORES ADMISSÍVEIS
82. Montantes, preços e prazos dos acordos bilaterais de CCEAR, informados pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, e tarifa média de compra de energia calculada conforme
Módulo 4.2 A do PRORET.

5.10.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
83. O efeito do acordo bilateral do CCEAR será refletido no processo de reajuste ou revisão tarifária da
distribuidora de energia elétrica, subsequente à contabilização do acordo na CCEE.
84. O componente financeiro relativo ao efeito do acordo bilateral de CCEAR será calculado com a
seguinte fórmula:
VICCEARmAB = (P_CCEARAB - TM_CTm) X MWh_CCEARnAB
(21)
onde:
VI_CCEARmAB: Valor do efeito tarifário do acordo bilateral do CCEAR, em unidades monetárias, no mês de
competência de início da vigência do acordo, m.
P_CCEARAB: Preço do CCEAR, em R$/MWh, na Data do Reajuste em Processamento – DRP, da distribuidora
d, anterior ao acordo;
TM_CTm: tarifa média de compra de energia da distribuidora d, em R$/MWh, referente ao mês de
competência m, estabelecida no processo tarifário imediatamente anterior ao mês de competência,
calculada conforme submódulo 4.2 do PRORET;
MWh_CCEARnAB: Montante de energia descontratado, em MWh, relativo ao período objeto do acordo
bilateral n, limitado a 36 meses;
d: distribuidora signatária do acordo bilateral; e
n: mínimo (36; número de meses do acordo bilateral).
85. Se o CCEAR não fizer parte da lista de contratos do processo tarifário anterior ao acordo bilateral,
será valorado pelo preço do contrato na DRP, considerando, para a modalidade disponibilidade, a parcela
variável até o limite superior da faixa de acionamento da bandeira tarifária verde.
86. O repasse tarifário será parcelado para acordos bilaterais maiores que dozes meses. O valor anual do
repasse será calculado da seguinte forma:
𝐕𝐕𝐥𝐥𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐦𝐦 𝐀𝐀𝐀𝐀
(22)
𝐏𝐏𝐏𝐏𝐥𝐥𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐂𝐦𝐦 𝐀𝐀𝐀𝐀=
𝐩𝐩
onde:
PVICCEARmAB: Valor, em unidades monetárias, da parcela anual do componente financeiro relativo ao efeito
do acordo bilateral de CCEAR superior a 12 meses; e
p: número inteiro imediatamente superior resultante da divisão de n por 12.
87. Sobre os valores de VICCEARmAB e PVICCEARmAB incide remuneração pela Taxa Selic conforme definido no
parágrafo 6 deste submódulo.
5.11. PREVISÃO DE RISCO HIDROLÓGICO
5.11.1. DEFINIÇÃO

88. Previsão para cobertura dos riscos hidrológicos associados às usinas comprometidas com contratos
de Cotas de Garantia Física (CCGF), à usina de Itaipu e às usinas hidrelétricas cuja energia foi contratada
no Ambiente de Contratação Regulada – ACR, e que firmaram Termo de Repactuação de Risco em
conformidade com a Lei nº 13.203/2015.
5.11.2. VALORES ADMISSÍVEIS
89. Montantes de cotas de garantia física, Itaipu e usinas repactuadas, previsão de risco hidrológico e
fator de transferência de risco, informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, e
limite superior da faixa de acionamento da bandeira tarifária verde, calculado conforme Módulo 6.8 do
PRORET.
5.11.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
90. O componente financeiro relativo à previsão do risco hidrológico associado às usinas comprometidas
com Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF) será calculado com a seguinte fórmula:
RHCCGF,d = EnergiaCCGF,d X (1 – GSFprevisto) X PLDespbandeira_verde
onde:
RHCCGF,d: Previsão de risco hidrológico associado às usinas CCGF para a distribuidora "d";
EnergiaCCGF,: Montante de energia de cotas de garantia física, em MWh, alocada para a distribuidora "d"
em DRP;
GSFprevisto: Previsão de risco hidrológico para os próximos 12 meses informado pela CCEE em D-30; e
PLDespbandeira_verde: PLD específico para a Bandeira Verde, calculado conforme submódulo 6.8 do PRORET.
91. O componente financeiro relativo à previsão do risco hidrológico associado à usina de Itaipu será
calculado com a seguinte fórmula:
RHItaipu,d = EnergiaItaipu,d X (1 – GSFprevisto) X PLDespbandeira_verde
onde:
RHItaipu,d: Previsão de risco hidrológico associado à usina de Itaipu para a distribuidora "d";
EnergiaItaipu,d: Montante de energia de Itaipu, em MWh, alocada para a distribuidora "d" em DRP;
GSFprevisto: Previsão de risco hidrológico para os próximos 12 meses informado pela CCEE em D-30;
PLDespbandeira_verde: PLD específico para a Bandeira Verde, calculado conforme submódulo 6.8 do PRORET;
92. O componente financeiro relativo à previsão do risco hidrológico associado às usinas repactuadas
será calculado com a seguinte fórmula:
RHCCEAR,d = EnergiaCCEAR X FTRCCEAR,d X (1 – GSFprevisto) X PLDespbandeira_verde
onde:
RHCCEAR,d: Previsão de risco hidrológico associado às usinas repactuadas para a distribuidora "d";
EnergiaCCEAR,d: Montante de energia anual, informado pela CCEE, associado às usinas repactuadas, em
MWh;

FTRCCEAR,d: Fator de rateio do valor do repasse do risco hidrológico do ACR, calculado pela CCEE de acordo
com as regras de comercialização;
GSFprevisto: Previsão de risco hidrológico para os próximos 12 meses informado pela CCEE em D-30; e
PLDespbandeira_verde: PLD específico para a Bandeira Verde, calculado conforme submódulo 6.8 do PRORET;
93. A previsão de risco hidrológico definida no processo tarifário será revertida no processo tarifário
subsequente, devidamente atualizada nos termos do parágrafo 6 deste submódulo.
94. Caso o agente de distribuição dispense a previsão para cobertura dos riscos hidrológicos, o financeiro
não será incluso no processo tarifário, sem prejuízo de que as diferenças entre a cobertura tarifária e a
despesa efetivamente incorrida sejam apuradas pela CVA Energia no processo tarifário subsequente.
95. Na hipótese do subitem anterior, os repasses da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras
Tarifárias – CCRBT serão calculados utilizando a previsão para cobertura dos riscos hidrológicos calculada
na forma definida neste Submódulo, a fim de não afetar a Conta Bandeiras e os consumidores de outros
agentes de distribuição.
5.12. AJUSTE MODICIDADE CDE ELETROBRAS
5.12.1. DEFINIÇÃO
96. Diferença apurada entre os fluxos de recebimento da CDE Eletrobras pela distribuidora e o repasse
da modicidade tarifária aos consumidores, nos termos da Lei nº 14.182/2021.
5.12.2. VALORES ADMISSÍVEIS
97. Valor recebido pela distribuidora a título de modicidade tarifária (CDE Eletrobras) e o valor repassado
às tarifas no período com base no mercado de referência.
5.12.3. METODOLOGIA DE CÁLCULO
98. O DCF do Ajuste CDE Eletrobras será igual à diferença do fluxo de caixa do repasse da CDE para a
modicidade tarifária e o valor do componente tarifário aplicado no mercado de referência, conforme a
seguinte fórmula:
𝐹𝐹𝐹𝐹𝑁𝑁𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶_𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑚𝑚= 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑃𝑃𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶_𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑚𝑚−𝐹𝐹𝐹𝐹𝐹𝐹𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶_𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸,𝑚𝑚
onde:
REPCDE_ELET, : Repasse da CDE à Distribuidora para a modicidade tarifária no mês "m" do ano civil anterior
m
FATCDE_ELET, : Valor resultante da aplicação do componente tarifário "CDE_ELET", estabelecido pelo
m
processo tarifário anterior, ao mercado de referência, no mês de competência "m"