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 3.4A
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 procedimentos deste submódulo são aplicáveis aos reajustes e revisões tarifárias de
concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, prorrogadas nos termos do Decreto
n° 8.461/2015 ou que assinaram o termo aditivo ao contrato de concessão nos termos do Despacho nº
2.194/2016.
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; e
vi. Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e Programa de Eficiência Energética – PEE.
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, nº 12.783/2013 e nº 14.182/2021, e regulamentada
pelos Decretos nº 4.541/2002, nº 4.970/2004, nº 7.891/2013 e nº 9.022/2017, 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;
vi. prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à indenização por ocasião
da reversão das concessões ou para atender à finalidade de modicidade tarifária; e
vii. 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 nº 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, plataforma 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.
4. COBERTURA TARIFÁRIA
18. A cobertura tarifária de cada encargo setorial é obtida conforme procedimentos descritos a seguir.
4.1. CDE Uso e CDE Eletrobras
19. 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 = QuotaAnualCDE (2)
4.2. PROINFA
20. 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 = QuotaAnualdeCusteioPROINFA (3)
4.3. CFURH
21. 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.

22. 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.
4.4. ESS e EER
23. 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 e pela CCEE,
conforme Submódulo 5.4 do PRORET, sendo expressa da seguinte forma:
ESS = PrevisãoESS + PrevisãoEER (4)
4.5. TFSEE
24. 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 = QuotaAnualdaTFSEE (5)
4.6. P&D e PEE
25. Corresponde ao produto de 1,0% da Receita Operacional Líquida regulatoriamente apurada no
reajuste tarifário em processamento, sendo esta igual ao somatório da receita requerida econômica (RR1)
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.