REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 704/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Aprova o Submódulo 8.4 e a revisão dos Submódulos 8.1, 8.2 e 8.3 do Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, que define as regras de reajuste e revisão tarifária das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica; e aprova a minuta de termo aditivo ao contrato de permissão.
Assunto: Aprovação
Situação: REVOGADA
Publicação: 2016-03-28
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 90/2016–SRM/SGT/ANEEL
Em 18 de março de 2016.
Processo n.º 48500.002288/2015-37
Assunto: Aprimoramento do modelo de
regulação econômica das permissionárias
de distribuição de energia elétrica e do
Módulo 8 dos Procedimentos de Regulação
Tarifária (PRORET).
OBJETIVOS
1. Esta nota técnica tem como objetivo apresentar proposta de aprimoramento do modelo de
regulação econômica das permissionárias de distribuição de energia elétrica e do Módulo 8 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET), após as contribuições recebidas na Audiência Pública
062/2015.
DOS FATOS
2. A Lei n.º 9.074, de 7 de julho de 1995, em seu artigo 23, §1º, faculta ao Poder Concedente a
adoção de providências no sentido de enquadrar as cooperativas de eletrificação rural como
permissionárias de serviço público de energia elétrica.
3. O processo de regularização iniciado pela Agência resultou, entre outras medidas, na
Resolução ANEEL nº 012, de 11 de janeiro de 2002, que estabelece as condições gerais para a
regularização de cooperativas de eletrificação rural, bem como nas Resoluções Normativas nº 205, de 27
de dezembro de 2005, e nº 213, de 6 de março de 2006, que estabelecem os procedimentos e as condições
gerais para o enquadramento de cooperativas de eletrificação rural como permissionárias.
4. O processo de regularização ocorreu em dois momentos, sendo o primeiro conjunto de 26
cooperativas regularizadas em 2008, mediante outorga da permissão para a prestação de serviço público
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(Fls. 2 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
de distribuição de energia elétrica. O processo envolveu o estabelecimento de tarifas inicias com as quais
as cooperativas manifestaram estar de acordo no ato da assinatura contratual, utilizando o SINCOOR -
programa computacional para coleta de dados e simulação de tarifas a serem aplicadas a partir da outorga
da permissão.
5. Dada a presença de geração própria em alguns casos, a ANEEL homologou a Resolução
Normativa nº 354, de 03 de março de 2009, que estabelece as condições gerais para enquadramento de
cooperativas de eletrificação rural com geração destinada ao mercado próprio.
6. Em 2010, dando sequência à regularização das cooperativas a ANEEL concedeu a outorga
da permissão a mais 12 (doze) cooperativas de eletrificação rural. Dessa forma, na atualidade, o setor
elétrico possui 38 (trinta e oito) permissionárias de distribuição de energia elétrica, de um total de 52
(cinquenta e duas) cooperativas identificadas como passíveis de serem regularizadas como
permissionárias.
7. A época, a decisão tomada pela ANEEL foi a de aplicar para as permissionárias de
distribuição regime de regulação econômica semelhante àquele adotado para as demais distribuidoras
concessionárias de serviço público. Assim, as primeiras revisões tarifárias estavam previstas ocorrerem a
partir de 31 de agosto de 2009 e ao longo do ano de 2010, a depender da data da assinatura dos contratos
de permissão, sendo o segundo conjunto com previsão de revisão tarifária em 2013 e 2014.
8. No entanto, verificou-se a necessidade de aprofundar mais a análise dos impactos tarifários
para a revisão, seja pela modelagem mais adequada de custos operacionais e de demais metodologias
de revisão, seja pela necessidade de adequação das empresas às normas setoriais. Assim, foram
postergadas as datas da 1ª RTP das permissionárias para se iniciarem a partir de 2012, fixadas em aditivo
contratual.
9. O processo de discussão da metodologia de revisão tarifária das permissionárias se iniciou
com a Audiência Pública nº 019/2011, que ocorreu em duas fases: a primeira no período de 14/04/2011 a
14/07/2011 e a segunda no período de 15/03/2012 a 15/06/2012. Foi um processo de extensa discussão
que culminou na publicação dos Submódulos 8.1 e 8.3, que disciplinam a regra de revisão tarifária para
as permissionárias.
10. Estabelecida a metodologia procedeu-se ao 1º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (1CRTP)
das permissionárias, cujos processos ocorreram entre junho 2013 e setembro de 2014.
11. Em 20/10/2015, foi aberta a Audiência Pública 062/2015 – AP 62/2015, para recebimento de
contribuições acerca de propostas de alteração (1) do modelo de regulação econômico das
permissionárias de distribuição de energia elétrica – apresentadas na Nota Técnica nº 220/2015-
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(Fls. 3 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
SRM/SGT/ANEEL, de 14 de outubro de 2015 – e (2) da metodologia de revisão tarifária das
permissionárias de distribuição de energia elétrica – apresentadas na Nota Técnica 269/2015 –
SGT/ANEEL, de 15 de outubro de 2015.
DA ANÁLISE
12. As contribuições recebidas na Audiência Pública 062/2015 podem ser agrupadas em quatro
blocos: (1) proposta de termo aditivo ao contrato de permissão, (2) metodologia de revisão tarifária para
as permissionárias que assinarem o termo aditivo, (3) subsídios na tarifa de suprimento e (4) estrutura
tarifária. A análise das contribuições será feita nas subseções seguintes, segmentadas de acordo com os
blocos referidos acima.
13. O Submódulo 8.2 recebeu alteração textual, sem alterar qualquer regra, para separação do
escopo, entre aqueles que aceitarem ou não o aditivo contratual, além de pequenas correções gramaticais,
descritos no bloco 5.
14. O Módulo 8 e a proposta final de termo aditivo ao contrato de permissão se encontram,
respectivamente, nos anexos I e II desta nota técnica. O anexo III apresenta proposta de novas datas de
reajuste e revisão para as permissionárias que assinarem o termo aditivo proposto.
III. 1 ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES SOBRE A PROPOSTA DE TERMO ADITIVO AO CONTRATO
DE PERMISSÃO
15. As contribuições relativas ao termo aditivo ao contrato de permissão proposto podem ser
agrupadas nos seguintes tópicos: (1) legalidade do contrato de permissão; (2) aprovação do pleito de
receita requerida em assembleia geral; (3) preço teto; (4) prazo para assinatura do termo aditivo e
regularização das cooperativas que atendam à consumidores não associados; (5) possibilidade de
arrecadação adicional de receita compatível com os custos previstos dos consumidores associados; e (6)
outros temas.
Questionamentos quanto à Legalidade do Contrato de Permissão
16. A Organização das Cooperativas Brasileiras (OCB) encaminhou Parecer Jurídico concluindo
pela ilegalidade dos Decretos nº 6.160 de 20 de julho de 2007 e nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013 e, por
consequência, do contrato de permissão proposto na AP 62/2015 (e do contrato de permissão atual). Isso,
porque os contratos de permissão estão amparados nos decretos do poder concedente que regulamentam
o tema. Como se trata de questionamentos quanto à legalidade de decreto presidencial, as contribuições
fogem do escopo dessa audiência pública. Por isso, entendemos que o Parecer deve ser encaminhado ao
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(Fls. 4 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
Ministério de Minas e Energia (MME) para conhecimento e providências cabíveis. Caso o Poder
concedente reconheça a ilegalidade dos supracitados decretos, os mesmos devem ser reeditados e os
contratos adequados aos novos regulamentos. Portanto, toda a análise a seguir presume a legalidade da
dos decretos supramencionados.
Aprovação do pleito de receita requerida em Assembleia Específica
17. Diversas contribuições apresentaram proposta alternativa a de exigência de aprovação em
assembleia geral do pleito de receita requerida encaminhado nos processos de reajuste tarifário e revisão
tarifária. As contribuições sugerem que o pleito seja aprovado apenas pelo Conselho de Administração da
cooperativa. Segundo essas contribuições, esse conselho exerce, por delegação dos associados, a gestão
econômica e financeira da cooperativa, na forma da Lei nº. 5.764/71. Assim, a decisão aprovada no âmbito
do Conselho de Administração poderá ser levada à Assembleia Geral Extraordinária para a ratificação do
que foi proposto, sem que haja necessidade de prévia aprovação desta, realizando um único evento,
quando da prestação anual de contas do exercício. Isto tornaria o processo menos burocrático e mais
simples.
18. Entendemos que esse ponto é fundamental. O elemento central na proposta de mudança de
modelo de regulação econômica é a participação por parte dos associados nas decisões da cooperativa,
inclusive em relação aos aspectos econômicos e financeiros, além dos mecanismos de fiscalização
adotados por eles. Para que o esperado ocorra de fato a cooperativa precisa possui um padrão mínimo de
governança, que garanta a participação efetiva dos associados nas decisões. Apesar das leis que
regulamentam o cooperativismo, em particular, a supracitada Lei nº 5.764/71, já prever um determinado
nível de governança para as cooperativas, a mesma confere algum grau de autonomia na sua gestão.
Logo, é possível que haja diferentes níveis de governança entre as cooperativas e, eventualmente,
algumas não possuam, na prática, a participação efetiva dos consumidores.
19. Desse modo, propomos que o contrato preveja duas alternativas. A primeira é que a
permissionária inclua em seu estatuto, após aprovação em assembleia, uma delegação ao conselho de
administração para envio do pleito de receita requerida. Nesse caso, os associados estarão tacitamente
concordando com os valores encaminhados para a ANEEL. Não havendo essa delegação expressa, o
pleito deverá ser aprovado em assembleia geral. Com isso, nas duas alternativas há garantia de que os
consumidores fizeram parte, direta ou indiretamente, da decisão acerca do pleito.
Preço Teto
20. Diversas contribuições propuseram a não adoção de um preço teto para as suas tarifas. A
principal preocupação é a possibilidade do teto não ser suficiente para a realização dos investimentos
necessários para a prestação do serviço de distribuição. Nesses casos, o custo que exceder a receita
proporcionada pela tarifa seria arcado somente pelos consumidores associados.
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(Fls. 5 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
21. A abordagem proposta partiu do agrupamento das cooperativas em três grupos, segundo a
escala (medida pelo consumo de energia) e do grau de dispersão (definida pela razão entre o número de
consumidores e a extensão de rede). Para cada cooperativa foi calculada a relação tarifapermissionária/tarifa-supridora-principal. As tarifas das permissionárias foram calculadas sem os
descontos nas tarifas de suprimento. O teto de cada grupo foi definido pela média dessa relação entre as
cooperativas que pertencem ao grupo.
22. Algumas contribuições alegaram também que os valores propostos na AP 062/2015 são
baixos e poderiam implicar a redução das tarifas atuais para boa parte das cooperativas quando da
redução dos subsídios na TE. Outras contribuições propuseram, ao invés da definição de grupos de
similaridade, manter a relação atual entre as tarifas das permissionárias e de suas supridoras.
23. Entendemos que a manutenção de um teto sobre as tarifas é importante, por diversas razões.
A principal, é a existência de consumidores não associados, que possuem menor poder de influência sobre
as decisões das cooperativas. No entanto, concordamos que a metodologia proposta na Audiência Pública
pode gerar distorções, em particular, em função dos descontos nas tarifas de suprimento.
24. Para evitar essas distorções, propomos que seja definido apenas um teto sobre a receita de
Parcela B que a permissionária poderá pleitear. O teto seria estabelecido para cada empresa pela Parcela
B considerada no último processo tarifário, atualizado por IPCA até novembro de 2015, multiplicado por
1,2, para preservar alguma flexibilidade e evitar que variações acentuadas de mercado afetem
sobremaneira o fluxo de caixa das cooperativas. Os valores apresentados na tabela serão atualizados
anualmente pela variação do IPCA e pelo crescimento do mercado de baixa tensão.
Tabela 1: Teto de Parcela B definido para os Pleitos Encaminhados em 2016
Permissionária Parcela B Teto (R$)
CEDRAP 10.714.895
CEDRI 7.538.077
CERIM 10.122.999
CERIPA 25.174.319
CERIS 5.972.555
CERMC 3.522.285
CERNHE 5.653.221
CERPRO 6.215.508
CERRP 8.140.429
CETRIL 24.460.478
CEJAMA 6.197.991
CEPRAG 15.047.884
CERAÇÁ 15.020.111
CERAL ANITÁPOLIS 3.467.986
CERBRANORTE 20.949.282
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(Fls. 6 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
Permissionária Parcela B Teto (R$)
CEREJ 15.466.420
CERGAL 14.564.123
CERGAPA 5.312.273
CERGRAL 6.112.751
CERMOFUL 18.545.593
CERPALO 11.459.705
CERSUL 23.061.137
CERTREL 9.109.134
COOPERA 37.154.745
COOPERCOCAL 12.170.784
COOPERMILA 1.796.681
COORSEL 10.962.290
CERILUZ 24.146.437
CERMISSÕES 36.345.714
CERTAJA ENERGIA 30.101.391
CERTEL 57.340.611
COOPERLUZ 20.949.057
COPREL 75.848.787
CRELUZ-D 28.459.645
CRERAL 14.406.556
CERAL DIS 3.040.320
CERES 6.798.020
CERCOS 2.979.325
25. Em cada processo tarifário o valor da tabela acima deverá ser atualizado pelo IPCA da database considerada na definição da Parcela B Teto, até o mês anterior ao do reajuste ou da revisão tarifária.
26. Por fim, ainda sobre o tema, é importante ressaltar que a proposta está calcada em uma
premissa fundamental, qual seja, a relação direta entre a Parcela B encaminhada pela Permissionária e
aquela que será considerada no cálculo de sua tarifa. Ou seja, a premissa adotada é a de que cada real
adicionado no pleito de Parcela B encaminhado, respeitados os limites estabelecidos, adicionará um real
à Parcela B considerada no cálculo tarifário. Como os consumidores cooperados que estão encaminhando,
direta ou indiretamente, o pleito são os mesmos que irão pagar esse adicional, existe o incentivo para que
haja controle, regulação e fiscalização desses valores por parte dos mesmos. Esse é o princípio que serve
de sustentação da proposta e permite adotar um valor mais flexível para o teto, como a consideração de
adicional de 20% sobre a Parcela B praticada em 2015. Esse princípio está coerente com arcabouço
regulatório atual, em particular, quanto ao cálculo dos subsídios tarifários, que não leva em consideração
os custos praticados ou pretendidos pelas permissionárias.
27. Caso essa premissa não é válida, ou seja, caso o aumento de Parcela B seja arcado por
outros consumidores, perde-se o princípio que serve de sustentação da proposta, pois não há mais
incentivo para controle, regulação e fiscalização desses valores por parte dos consumidores. Nesse caso,
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(Fls. 7 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
o incentivo dado é o inverso, ou seja, de "inflar" o pleito de Parcela B, uma vez que os valore serão pagos
por outros. Por isso, nesse caso propomos que a receita teto seja reduzida para valores menos flexíveis,
não se adotando, por exemplo, o referido adicional de 20% ou realizando-se uma revisão tarifária, nos
moldes do Submódulo 8.1 do PRORET.
Prazo para Assinatura do Termo Aditivo e Regularização das Cooperativas que Atendam a Público
Indistinto
28. Algumas contribuições solicitaram que a ANEEL especifique um prazo razoável para as
permissionárias optarem pela assinatura do termo aditivo ao contrato de permissão e outras solicitaram a
possibilidade de voltar ao modelo anterior futuramente.
29. Quanto ao prazo para aceitação da proposta, entendemos que o pleito é razoável. Propomos
que seja definido um prazo de 90 dias para assinatura do termo aditivo. E ainda, que nesse período as
revisões tarifárias previstas nos termos do contrato de concessão anterior sejam postergadas nos termos
da Resolução Normativa 471/2011 caso não haja a assinatura do aditivo contratual proposto por parte da
permissionária. Havendo a assinatura, mas a permissionária não consiga encaminhar em tempo hábil os
dados necessários para o cálculo do primeiro reposicionamento tarifário, as tarifas também devem ser
postergadas nos termos da supracitada Resolução.
30. Em relação ao segundo pleito, o novo contrato de permissão proposto é mais adequado às
características das cooperativas de eletrificação rural e, por isso, não há razão para a volta futura ao
modelo anterior. Por isso, entendemos que não deve ser aberta essa possibilidade.
31. Outro tema bastante enfatizado por diversas contribuições é o processo de regularização das
cooperativas nesse novo contexto. Recomendamos, por coerência, que todas as cooperativas que
aceitarem o contrato de permissão nos termos propostos nesta Nota Técnica sejam regularizadas. O prazo
para aceitação deverá ser de 180 dias. As tarifas iniciais serão calculadas observado o procedimento
previsto no contrato, ou seja, as cooperativas devem enviar um pleito de receita requerida nos moldes
propostos e a abertura tarifária será realizada conforme proposto no Submódulo 8.4 do PRORET. Em
relação ao teto, a ANEEL irá calcular um valor de Parcela B pela diferença entre a receita faturada em
2015, ou outro período apropriado, subtraída dos custos de compra de energia, encargos setoriais e
transporte. Analogamente ás demais, a Parcela B será multiplicada por 1,2 e será atualizada pelo
crescimento de mercado de baixa tensão e pelo IPCA.
32. Por fim, resta definir os descontos iniciais. Se não houver regulamentação do tema por parte
do poder concedente, entendemos que a permissionária deverá permanecer com o percentual de desconto
na TE e na TUSD que possuía antes da regularização. A definição das tarifas iniciais corresponde à
primeira revisão tarifária. Como o ciclo de revisão tarifária deve possuir 4 anos, conforme legislação
setorial, a segunda revisão tarifária ocorrerá em 2020, quando começará a redução gradual dos descontos
na TE, conforme previsto nos Decretos nº 4.541, de 23 de dezembro de 2002 e nº 6.160, de 20 de julho
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(Fls. 8 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
de 2007. Obviamente, havendo regulamentação do tema por parte do poder concedente, a definição dos
descontos deve seguir a nova legislação.
Possibilidade de arrecadação adicional de receita compatível com os custos previstos dos consumidores
associados
33. O contrato de permissão proposto previu que caso as tarifas homologadas sejam insuficientes
para a composição da Receita Requerida, a permissionária poderia utilizar a fatura de energia elétrica para
arrecadar, exclusivamente dos consumidores associados, adicional de receita compatível com os custos
previstos para os 12 meses subsequentes. Isso foi interpretado pelas permissionárias como uma
permissão para cobrar tarifas diferenciadas (superiores) para os consumidores associados. Várias
contribuições ressaltaram que as cooperativas já possuem prerrogativas de arrecadar valores adicionais
de seus associados, o que torna a Subcláusula proposta inócua. Sugerem então a retirada dessa
Subcláusula.
34. De fato, têm razão as contribuições quando afirmam que a legislação já permite a prática de
arrecadação de recursos adicionais junto aos associados. Logo, a Subcláusula seria, como bem apontado,
sem efeito e, caso a legislação fosse alterada no sentido de proibir a prática o contrato de permissão não
poderia contrariá-la. Logo, deve ser excluída essa Subcláusula.
Outros Temas levantados na Audiência Pública
35. A Elektro propõe alteração da Subcláusula Quarta da Cláusula Sexta, que confere
exclusividade de atendimento nas áreas onde a ANEEL constatar a atuação de fato de cooperativas de
eletrificação rural. Propõe que o contrato confira exclusividade somente quando a ANEEL não constatar a
inviabilidade econômica financeira da continuidade de determinada cooperativa. O propósito é permitir à
distribuidora incorporar ativos de uma cooperativa na hipótese de esta ser extinta por inviabilidade
econômica.
36. Entendemos que tal dispositivo não possui amparo legal e, por isso, não foi acatado.1
37. Por fim, para cálculo do Encargo de Responsabilidade das Distribuidoras, propomos que
sejam considerados os parâmetros encaminhados pelas permissionárias no último processo de revisão
tarifária, exceto o Custo Médio Ponderado do Capital (WACC), que corresponderá ao WACC real aplicado
às concessionárias isentas de impostos de renda, conforme Submódulo 8.4 do PRORET.
1 Por exemplo, a Subcláusula Quinta da Cláusula Primeira do Contrato de Concessão da Elektro prevê: "a concessão de
serviços públicos de distribuição regulada por este Contrato não confere exclusividade de atendimento da
CONCESSIONÁRIA nas áreas onde ficar constatado, pela ANEEL, a atuação de fato de cooperativas de eletrificação rural
como prestadoras de serviços públicos, para fins de cumprimento do artigo 23 da Lei n° 9.074/95".
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(Fls. 9 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
III. 2 ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES SOBRE A METODOLOGIA DE REVISÃO TARIFÁRIA PARA
AS PERMISSIONÁRIAS QUE NÃO ASSINAREM O TERMO ADITIVO AO CONTRATO DE PERMISSÃO
38. As contribuições recebidas na Audiência Pública 062/2015 sobre a metodologia de revisão
tarifária podem ser reunidas nos seguintes tópicos: (a) custo de capital, (b) custos operacionais e (c) base
de remuneração.
39. Antes de discutir os tópicos acima, é importante ressaltar que um dos motivos para se alterar
o modelo de regulação econômica das cooperativas de eletrificação é dar a estas flexibilidade para realizar
seu planejamento orçamentário. No novo modelo proposto, cada permissionária poderá definir seus
valores de custos operacionais, custos de capital, volume de investimentos, amortização, etc. A
abordagem que cada uma irá usar compete aos próprios associados, direta e/ou indiretamente através de
seus administradores.
40. Esse modelo é mais adequado do que aquele em que a ANEEL define a tarifa utilizando a
caixa de ferramentas regulatória utilizadas para as concessionárias de distribuição, porque essa caixa de
ferramentas não se aplica diretamente às cooperativas. O resultado pode ser a imprecisão dos cálculos,
interferindo de forma indesejada nas escolhas dos próprios associados. Por exemplo, se os associados
entendem que precisam reajustar os salários dos funcionários ou realizar um investimento específico para
melhorar a qualidade do serviço não é interessante que a ANEEL classifique essas despesas como
ineficientes ou "não prudentes". Afinal, os próprios consumidores decidiram arcar com aqueles custos.
41. Por isso, não se investiu em aprimorar a caixa de ferramentas e adapta-las à realidade das
cooperativas. Isso porque, entendemo que a melhor alternativa metodológica é aquela em que os próprios
consumidores definem seus custos operacionais, custos de capital, etc., observados as condicionantes
discutidas anteriormente nesta Nota Técnica. Esse é o modelo proposto no termo aditivo ao contrato de
permissão.
42. Feitos esses comentários gerais, a seguir são discutidos cada um dos tópicos acima.
Custos de Capital
43. A Infracoop, baseada em um Parecer encaminhado, defendeu a adoção do mesmo custo de
capital considerado pela ANEEL para as concessionárias de distribuição de energia elétrica que não
recolhem imposto de renda, de 9,97%. Atualmente, a ANEEL considera o percentual de 3,77% de custo
de capital para as permissionárias.
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(Fls. 10 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
44. Em suma, os argumentos apresentados no Parecer foram:
I. A Lei 5.764 autoriza o pagamento de remuneração para o associado da cooperativa de
até 12% sobre o capital integralizado;
II. Essa taxa de remuneração é análoga à remuneração legal do investimento dos
concessionários de serviços públicos de energia elétrica, prevista na Lei 5.655, de 20 de
maio de 1971;
III. Como a taxa prevista nessa lei era aplicada sobre uma base ativos que sofria correção
monetária, a mesma era uma taxa real, e não nominal como assumiu a ANEEL;
IV. Além disso, a taxa de 12% possui característica de custo de capital próprio, e não de
terceiros como assumiu a ANEEL;
V. Assim, o associado deve ser tratado como um acionista, com custo de oportunidade
equivalente;
VI. A taxa Selic não é uma referência adequada para remunerar o "capital investido" pelo
associado na cooperativa;
45. Sobre os argumentos apresentados, primeiramente, a equiparação realizada pelos autores
do Parecer entre as sociedades cooperativas e as sociedades mercantis, igualando sócios de empresas e
associados de cooperativas, contradiz a maior parte das contribuições apresentadas pelas cooperativas
nos últimos 10 anos. Basta ver a própria manifestação da Infracoop e da OCB nessa e nas outras
audiências públicas realizadas pela ANEEL. Por exemplo, a afirmação de que um associado aportou
capital em uma cooperativa com o objetivo de obter lucro vai totalmente de encontro à contribuição da
OCB e da própria Infracoop, que defendem que uma cooperativa não possui como objetivo obter lucros.
46. No entanto, apesar de não possuir objetivo de lucro, o Parecer tem razão quando afirma que
a cooperativa pode pagar uma remuneração aos associados pelo capital "aportado" na cooperativa. Isso
está previsto na Lei 5.764 de 16 de dezembro de 1971, que dispõe, in verbis
Art. 24. O capital social será subdividido em quotas-partes, cujo valor unitário não poderá ser
superior ao maior salário mínimo vigente no País
(...)
§ 3° É vedado às cooperativas distribuírem qualquer espécie de benefício às quotas-partes
do capital ou estabelecer outras vantagens ou privilégios, financeiros ou não, em favor de
quaisquer associados ou terceiros excetuando-se os juros até o máximo de 12% (doze por
cento) ao ano que incidirão sobre a parte integralizada. (grifo nosso)
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(Fls. 11 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
47. Por outro lado, diferente do que afirma o Parecer, a supracitada lei não fez referência a lei
5.665/71, que define um intervalo de 10% a 12% de remuneração legal do investimento dos
concessionários de serviços públicos de energia elétrica. É importante destacar duas diferenças
fundamentais entre as duas "remunerações". A lei 5.764/71 definiu um percentual de juros sobre o capital
integralizado, enquanto a 5.665/71 estabeleceu um percentual de remuneração sobre os investimentos,
sobre o valor do ativo.
48. Juros e remuneração possuem naturezas distintas. Os juros são geralmente definidos como
uma taxa fixa ou variável que independente do resultado da atividade, mas do volume de empréstimos
realizados. No caso das cooperativas de eletrificação rural nem poderia ser diferente, pois as mesmas não
podem distribuir sobras de acordo com a quota-parte de cada associado. A lei 5.764/71 prevê que essa
distribuição deve ser feita de acordo com o volume de operações de cada associado e não sua quotaparte.
49. Já a remuneração do capital poder ser entendida, via de regra e a depender do contexto,
como o lucro líquido da empresa ou como o resultado da atividade. Ambos dependem das variações de
custos e receitas e não podem, ao contrário dos juros, terem valores pré-fixados, ou seja, serem baseados
em taxas definidas ex-ante.
50. Portanto, se observado o que dispõe a lei 5.764/71, os riscos do associado são
completamente distintos dos riscos dos acionistas nas sociedades empresariais. Um exemplo ajuda
entender a diferença. Vamos supor que uma cooperativa decidiu pagar 8% de juros sobre o capital
integralizado para seus associados e distribuir uma sobra líquida de R$ 1000,00. Tomemos um exemplo
hipotético de um associado que possua uma quota-parte de R$ 100,00, correspondente a 50% do capital
social, mas com uma participação no volume de operações de 1%2. Esse associado receberá um
pagamento de R$ 8,00 de juros (8% de R$ 100,00) mais um adicional de R$ 10,00 (1% de R$ 1000,00)
relativo às sobras líquidas. Caso, ao invés de cooperativa, fosse Sociedade Mercantil, o mesmo associado
teria direito à R$ 500,00, que corresponde á 50% de R$ 1.000,00.
51. O segundo ponto é que o investimento remunerável, que é a base de cálculo da remuneração
prevista na lei 5.665/71, difere bastante do capital integralizado, previsto na lei 5.764/71. Uma diferença
importante é que, a rigor, o capital social não sofre correção monetária, a menos que se faça uma leitura
mais abrangente de "capital integralizado", que inclua a reserva de correção monetária. Tal leitura seria,
no mínimo, questionável. Além disso, na medida em que é aplicado sobre o investimento total, o percentual
de remuneração previsto na lei 5.665/71 contempla inclusive o custo de capital de terceiros.
52. Por fim, sobre a consideração da taxa Selic como proxy para o custo de capital próprio, é
importante ressaltar que se trata de proposta das próprias cooperativas, acatada pela Diretoria da ANEEL,
conforme contribuição da Infracoop na Audiência Pública 019/2011, transcrita a seguir
Pode-se supor, por exemplo, que o mesmo consumiu 1% da energia total fornecida.
2
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(Fls. 12 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
"Nesse sentido, é razoável considerar uma taxa de juros referente ao custo de capital
próprio igual a taxa SELIC do Banco Central, para as cooperativas reguladas como
permissionárias de energia elétrica, considerando que o modelo regulatório de cálculo da
receita requerida das permissionárias não apresenta margem para caracterização de sobras
no movimento financeiro da cooperativa. Neste caso, uma parcela das sobras regulatórias a
ser definida pela ANEEL seria igual à remuneração do capital próprio pela taxa SELIC."
53. Entendemos que a Diretoria da ANEEL considerou que as permissionárias avaliaram que a
taxa Selic representa de forma adequada os custos de oportunidade do capital aportado pelos associados.
54. Do exposto, resta clara a complexidade envolvida na definição de um custo de capital para
as permissionárias de distribuição de energia elétrica. Consideramos que a metodologia que mais se
adequa à realidade das cooperativas é aquela em que cada cooperativa define seus custos. Algumas
podem julgar que não é apropriado remunerar os associados, outras vão eventualmente entender que a
remuneração deve ser equivalente a SELIC, ou uma taxa alternativa qualquer. E, vale ressaltar, essa taxa
não deve incidir sobre a base de remuneração, mas apenas sobre o capital integralizado, como previsto
na Lei nº 5.764/71.
55. Assim, não havendo proposta alternativa melhor que a atual, para as permissionárias que
não assinarem o termo aditivo proposto, propomos manter o custo de capital regulatório atual de 3,77%.
Banco de Preços
56. Foram apresentadas diversas contribuições no sentido de alterar o banco de preços aplicado
às permissionárias de distribuição. Em suma, as contribuições propuseram (1) criar um novo banco de
preços com dados exclusivos de cooperativas de eletrificação rural e (2) ajustar o banco de preços atual a
partir do banco de preços aplicado ás concessionárias de distribuição de energia elétrica.
57. Em relação ás contribuições no sentido de criar um banco de preços a partir de dados das
próprias permissionárias, de fato, teoricamente essa alternativa tornaria o banco de preços mais preciso.
Isso porque, o banco de preços atual foi construído a partir dos dados de concessionárias de distribuição
de pequeno porte. No entanto, é preciso avaliar se os enormes custos envolvidos não são maiores do que
os benefícios previstos. Temos razões para acreditar que os benefícios não superaram os custos, tendo
em vista que as permissionárias, assinando o termo aditivo proposto, podem definir o nível de receita da
forma que julgar adequado, dispensando inclusive a apuração de uma base de remuneração. Nesse caso,
sequer uma metodologia de base de remuneração seria necessária, o que tornaria esse custo também
desnecessário.
58. Em relação às contribuições de ajustes no banco de preços, dada a complexidade das áreas
onde atuam as permissionárias, por diversas vezes reiteradas nas contribuições nessa e nas demais
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(Fls. 13 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
audiências públicas que trataram o tema, não é possível avaliar se os ajustes propostos resultariam em
maior ou menor aderência à realidade das cooperativas. Sem um investimento elevado em base de dados
e estudos aprofundados, os ajustes propostos são meros "remendos", que não necessariamente
aumentam a precisão do método.
59. Por isso, é proposto a manutenção do método atual, com os ajustes referentes aos índices
de atualização do banco de preços propostos na abertura da audiência pública.
Custos Operacionais
60. Sobre os custos operacionais, as contribuições apresentaram sugestão de (1) ajuste na
metodologia atual e/ou (2) construção de nova metodologia alinhada com aquela aplicada às
concessionárias de distribuição, considerada pelas contribuições como "mais embasada e fundamentada".
61. Em suma, a metodologia aplicada ás permissionárias de distribuição atual consiste numa
equação que possui como variáveis o número de consumidores e a relação consumidores/extensão de
rede. Os parâmetros dessa equação foram estimados através de uma regressão que considerou como
amostra um subconjunto de cooperativas. As cooperativas excluídas da amostra foram aquelas
consideradas mais ineficientes.
62. A sugestão (1) consiste basicamente em reestimar os parâmetros da equação considerando
como amostra todas as cooperativas, ou seja, inclusive aquelas consideradas ineficientes. Segundo os
autores da proposta, a "média é suficiente para apoiar a eficiência de custos operacionais". No entanto,
não foi apresentada justificativa ou evidência de que a metodologia aumenta a precisão da estimativa dos
custos operacionais. A contribuição não avalia os argumentos apresentados na Nota Técnica nº 56/2012SRE/SRD/ANEEL, de 09 de março de 2012 e na Nota Técnica nº 397/2012-SRE/SRD/ANEEL, de 06 de
novembro de 2012, em particular, quanto a necessidade de análise de eficiência nos dados de custos
apresentados pelas cooperativas.
63. Em relação a (2), de fato, é possível empregar ferramentas matemáticas e estatísticas mais
sofisticadas, tais como as utilizadas na metodologia de custos operacionais das concessionárias de
distribuição. Mas, o problema aqui é o mesmo levantado na discussão sobre a Base de Remuneração,
qual seja, a quantidade e qualidade de dados necessários para avaliação precisa dos custos eficientes
das permissionárias. Sem um investimento elevado em base de dados, não é possível afirmar que os
aprimoramentos propostos implicam maior ou menor precisão do método.
64. Do exposto, é sugerido a manutenção da metodologia atual.
III. 3 ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES SOBRE OS SUBSÍDIOS DAS TARIFAS DE SUPRIMENTO
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(Fls. 14 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
65. Na proposta que abriu a Audiência Pública a Nota Técnica 269/2015 propôs manter os atuais
níveis de descontos na TUSD definidos na primeira revisão tarifária e reduzir a TE à proporção de 25% ao
ano a partir da segunda revisão tarifária.
66. Muitas contribuições apresentaram propostas alternativas. A permissionárias apresentaram
a preocupação acerca dos efeitos da redução nos descontos na TE sobre as tarifas atuais. Em sentido
oposto, a Celesc, preocupada com as diferenças entre as tarifas pagas por seus consumidores e os
consumidores das cooperativas supridas por ela, aponta distorções tarifárias dentro de um mesmo Estado,
uma vez que as tarifas das permissionárias são inferiores aos da supridora. Essa situação é análoga a de
uma empresa que compra uma matéria prima que custo R$ 10,00 a unidade, agrega valor, e vende o
produto resultante por R$ 9,00. Pleiteia então a redução integral e imediata dos descontos aplicados nas
tarifas de suprimento.
67. Sobre o tema, o Artigo 51, do Decreto nº 4.541, de 23 de dezembro de 2015, delega à ANEEL
a competência pela definição das tarifas de uso do sistema de distribuição e transmissão, e encargos de
conexão, in verbis
Art. 51. As concessionárias, permissionárias e cooperativas referidas no art. 50 deverão
celebrar contratos distintos para a conexão, uso dos sistemas de transmissão ou
distribuição e compra de energia elétrica.
Parágrafo único. Na definição do valor das tarifas para os contratos de conexão e de uso
dos sistemas de transmissão ou distribuição de que trata este artigo, serão consideradas as
parcelas apropriadas dos custos de transporte e das perdas de energia elétrica, bem como
os encargos de conexão e os encargos setoriais, conforme regulamentação existente,
admitida uma redução, quando necessária, em relação às tarifas de transmissão e de
distribuição.
68. Já os descontos na TE foram regulamentados no mesmo Decreto, no art. 21, conforme
descrito a seguir:
Art. 52. As tarifas de energia elétrica aplicáveis aos contratos de venda para os agentes
de que trata o art. 50 poderão ser estabelecidas na forma monômia ou binômia e serão
determinadas, até a data contratual dos respectivos reajustes ou revisões tarifárias das
concessionárias de distribuição vendedora, com base no custo da energia disponível
para venda, acrescido do custo de comercialização e, onde couber, de encargos
setoriais e tributos.
§ 1º A ANEEL poderá definir desconto sobre as tarifas que trata o caput, aplicáveis
às permissionárias e autorizadas citadas no art. 50, quando necessário para garantir a
mesma condição econômica dos contratos de suprimento atuais.
§ 2o O desconto mencionado no § 1o, vigente na data de assinatura do contrato de
permissão, será reduzido a partir da segunda Revisão Tarifária Periódica, a cada ano e
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(Fls. 15 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
para cada permissionária, à razão de vinte e cinco por cento ao ano, até a sua extinção,
de modo a estimular o incentivo à eficiência.
69. Constata-se, pela leitura do artigo 52, que o poder concedente disciplinou os descontos na
TE. Portanto, foge do escopo da ANEEL a redefinição desse desconto. No entanto, o artigo 51 delega a
ANEEL a definição dos descontos na TUSD. Porém, o mesmo não definiu uma diretriz clara para nortear
metodologia a ser empregada pela ANEEL, dada as múltiplas interpretações possíveis do termo "quando
necessária".
70. A ANEEL, no 1º Ciclo de Revisões Tarifárias, interpretou que o desconto visava mitigar os
efeitos da baixa escala e dispersão dos consumidores da área de permissão, vis-à-vis a área de concessão
da supridora. Por isso, o desconto foi definido de forma a minimizar as diferenças de tarifas entre a
supridora e a suprida, que se originam das perdas de escala.
71. As contribuições demonstram a existência de outras considerações de natureza política que
podem e/ou devem ser levadas em considerações além da questão das perdas econômicas de escala. A
rigor, não é possível afastar nenhuma das considerações levantadas nas contribuições. Por exemplo, a
Celesc argumenta que os descontos têm levado a tarifas mais baixas para os consumidores das
cooperativas, o que indica que os descontos não são "necessários". Interpretação diferente apresentaram
as cooperativas, alegando que o papel dos descontos é justamente incentivar as cooperativas e, por isso,
são "necessários". Tais considerações, de natureza eminentemente política, fogem do papel da agência
reguladora.
72. Por isso, estamos propondo permanecer com os descontos atuais na TUSD até a regulação
do tema pelo concedente e/ou a definição de diretrizes mais claras.
III.4 ESTRUTURA TARIFÁRIA
73. Na Nota Técnica nº 269/201 foram feitas duas propostas de ajustes na metodologia de
estrutura tarifária das permissionárias, quais sejam: (i) a definição das tarifas de referência para as
componentes tarifárias que compõe a TUSD Transporte da mesma forma como são definidas as demais
componentes tarifárias e (2) para os processos de reajuste, utilização das tarifas base econômica da
própria permissionária em vez das tarifas de aplicação.
74. As contribuições não apresentaram objeção à mudança proposta. No entanto, solicitaram que
o regulamento abra um espaço para que as permissionárias possam propor à ANEEL alterações em sua
estrutura tarifária.
75. Há duas preocupações principais envolvidas na definição da estrutura tarifária. A primeira é
evitar que haja subsídios cruzados entre diferentes tipos de consumidores. Por isso, a estrutura deve
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(Fls. 16 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
refletir a diferença entre os custos envolvidos na prestação do serviço de distribuição. A segunda é a
existência de subsídios tarifários arcados pela CDE, que são afetados diretamente pela estrutura tarifária.
Por exemplo, um aumento do subgrupo B1 faz aumentar os subsídios pagos via CDE relativos aos
consumidores do subgrupo B2. Por isso, entendemos que a estrutura deve ser objeto de regulação por
parte da ANEEL.
76. No entanto, as tarifas de referência da supridora podem não representar de forma precisa a
estrutura de custos da permissionária suprida. Por isso, é proposto a possibilidade da permissionária
solicitar o cálculo de sua estrutura tarifária conforme Módulo 7 do PRORET, ou seja, que utilize a mesma
metodologia aplicada às concessionárias de distribuição. Ressalta-se que deve ser observado pelas
permissionárias os mesmos prazos definidos para o processo de revisão tarifária das concessionárias,
conforme Submódulo 10.1 do PRORET e Módulo 6 do PRODIST. Cabe destacar que nas regras aplicadas
às concessionárias, é permitida flexibilização de determinados parâmetros adotados no cálculo
(Submódulo 7.1).
III.5 ALTERAÇÃO DO SUBMÓDULO 8.2
77. No item 1 do Submódulo 8.2, OBJETIVO, alterou-se o texto para frisar que o PRORET só
será válido àquelas permissionárias que não assinarem o termo aditivo, conforme texto abaixo:
"Estabelecer os procedimentos gerais, bem como os critérios a serem utilizados no cálculo
do Reajuste Tarifário Anual (RTA) das permissionárias de serviço público de distribuição de
energia elétrica que optaram por não assinar o 1º Termo Aditivo ao Contrato de Permissão,
para os contratos de permissão assinados após 2009, e 2º Termo Aditivo ao Contrato de
Permissão, para os demais contratos."
78. O mesmo se aplica ao item 2, ABRANGÊNCIA:
"Os critérios e procedimentos definidos neste Submódulo são aplicáveis aos reajustes
tarifários anuais e, no que couber, às revisões tarifárias periódicas das permissionárias de
serviço público de distribuição de energia elétrica que optaram por não assinar o 1º Termo
Aditivo ao Contrato de Permissão, para os contratos de permissão assinados após 2009, e
2º Termo Aditivo ao Contrato de Permissão, para os demais contratos."
79. No parágrafo 35, nos itens i e ii, foi retirada referência desnecessária aos itens 49 e 50 do
PRORET 8.1.
"35 . O preço de repasse dos Contratos de Suprimento será calculado aplicando-se
sobre a tarifa de suprimento, em R$/MWh, estabelecida no último processo tarifário da
supridora, o percentual de desconto definido:
i. Na última revisão tarifária, conforme procedimento estabelecido no item 49 do Submódulo
8.1; ou
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(Fls. 17 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
ii. No processo de regularização, quando se tratar de processo de reajuste anterior à primeira
revisão tarifária, conforme procedimento estabelecido no item 50 do Submódulo 8.1."
80. No parágrafo 43, foi suprimida a referência a seção específica do Modulo 3 do PRORET, e a
correção de referência ao Módulo 10 e não 11 do PRORET
"43. O custo com a aquisição de energia proveniente desses contratos,
quando contratado pela permissionária, será calculado conforme metodologias estabelecidas
no Módulo 3 do PRORET, no que couber para as permissionárias, e nas regras de
contratação e de preço de repasse estabelecidas no Submódulo 10.1 do Módulo 10 do
PRORET."
81. No parágrafo 48, foi realizada correção para fontes eólicas ao invés de fotos eólicas.
82. Foi suprimido o parágrafo 55 que fazia referência a regras temporárias do Despacho nº 3.124,
de 27 de agosto de 2013, que foi substituído Resolução Normativa 671 de 14 de julho de 2015.
83. No parágrafo 56 foi retirada referência desnecessária aos itens 49 e 50 do PRORET 8.1. e
especificado que o Submódulo é do PRORET.
"56. As Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição, relativas ao uso das
instalações do atual agente Supridor, serão calculadas aplicando-se sobre as tarifas de uso
de suprimento, vigentes na DRP, o percentual de desconto definido:
i. Na última revisão tarifária, quando se tratar de processo de reajuste posterior à primeira
revisão tarifária, conforme procedimento estabelecido no Submódulo 8.1, ou;
ii. No processo de regularização, quando se tratar de processo de reajuste anterior à primeira
revisão tarifária, conforme procedimento no Submódulo 8.1 do PRORET. "
84. No item 65 foi retirada o termo "e/ou permissionárias", já que o termo "distribuidoras" já as
contempla
"65 Os custos relativos à rede de distribuição referem-se à utilização das instalações
de conexão pertencentes à outra distribuidora. Essas instalações são disponibilizadas
diretamente às permissionárias por outras distribuidoras, mediante celebração do contrato de
conexão às instalações de distribuição (CCD)."
85. No parágrafo 76, correção da sigla na formula da CFURH, de CDE para CFURH.
𝐶𝐹𝑈𝑅𝐻𝐷𝑅𝑃= 𝐶𝑈𝐶𝐹𝑈𝑅𝐻× 𝑀𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 (12)
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(Fls. 18 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
86. No parágrafo 80 foi retirada referência ao item 7 do Submódulo 8.1.
87. No parágrafo 86 foi corrigido o nome do encargo de NOS para ONS.
88. No parágrafo 89 foi retirada a referência ao item específico 6.1.5.2 do PRODIST.
89. Por fim, no parágrafo 99 foi alterado o nome da Superintendência de Superintendência de
Regulação Econômica – SRE para Superintendência de Gestão Tarifária - SGT.
CONCLUSÃO
90. A proposta contida nesta Nota Técnica representa uma mudança em relação ao tratamento
regulatório das permissionárias de distribuição de energia elétrica no que tange a regulação econômica e
a definição das tarifas.
91. Na sua elaboração buscamos desenhar um modelo que avançasse no sentido de permitir
uma regulação mais leve e adequada à necessidade das cooperativas e, ao mesmo tempo, preservasse
os benefícios obtidos no passado com a sua regularização.
92. O ponto central que se discute nesta Nota é a natureza distinta das permissionárias em
relação às demais distribuidoras. O reconhecimento dessa diferença implica em não tratar os dois
conjuntos de agentes da mesma forma sob o ponto de vista regulatório.
93. As contribuições apresentadas na Audiência Pública foram, quando pertinentes, incorporadas
à proposta final aqui apresentada.
RECOMENDAÇÃO
94. Recomendamos encaminhar o processo à Diretoria com vistas à aprovação em definitivo de
aprimoramento do Módulo 8 do PRORET e da minuta de Termo Aditivo ao Contrato de Permissão (Anexo
III).
ANEXOS
 Anexo I – Módulo do PRORET;
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(Fls. 19 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
 Anexo II – Minuta de Termo Aditivo ao contrato de permissão
 Anexo III – Datas de reajuste e revisão para as permissionárias que assinarem o termo aditivo
proposto.
HÁLISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA DIEGO LUIS BRANCHER
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
JOSE ROBERTO XAVIER MANÇO
Especialista em Regulação
De Acordo:
JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Regulação Econômica e Superintendente de Gestão Tarifária
Estudos de Mercado
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(Fls. 20 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
ANEXO I – MÓDULO 8 DO PRORET
A G Ê N C I A N A C I O N A L D E E N E R G I A
E L É T R I C A
Módulo 8: Permissionárias de Distribuição
S u b m ó d u l o 8 . 1
R E V I S Ã O T A R I F Á R I A
P E R I Ó D I C A
Instrumento de
Revisão aprovação pela ANEEL
Motivo da revisão Data de Vigência
Primeira versão aprovada I. 15/3/2013
Resolução Normativa nº
1.0 a
após realização da AP
537/2013
19/2011 26/6/2013
Resolução Normativa nº 27/6/2013 a
1.1 Pedido de reconsideração
555/2013 05/11/2013
Revisão aprovada após Resolução Normativa nº
1.2 06/11/2013
realização da AP 056/2013 581/2013
Revisão aprovada após Resolução Normativa nº
2.0 A partir de XX/XX/2016
realização da AP 062/2015 XXX/2015
Proret
Procedim entos de
Regulação Tarifária
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(Fls. 21 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
ÍNDICE
1. OBJETIVO ....................................................................................................................................................23
2. ABRANGÊNCIA ..........................................................................................................................................23
3. PROCEDIMENTOS GERAIS.......................................................................................................................23
3.1. CÁLCULO DA RECEITA REQUERIDA ....................................................................................................24
3.1.1. COMPOSIÇÃO DA RECEITA ......................................................................................................................24
3.1.2. REMUNERAÇÃO DO CAPITAL E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA
3.1.3. CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS ..................................................................26
3.2. CÁLCULO DO REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO (RT) .....................................................................28
3.3. APLICAÇÃO DO FATOR X ........................................................................................................................31
4. CUSTOS OPERACIONAIS ..........................................................................................................................31
5. BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA ..........................................................................................32
5.1. COMPOSIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA – BRR ............................................32
5.2. CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DA BRR NO PRIMEIRO CICLO .......................................................35
5.3. MÉTODO DE AVALIAÇÃO .......................................................................................................................36
5.4. PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO – BANCO DE PREÇOS REFERENCIAIS ..................................37
5.4.1. MÁQUINAS E EQUIPAMENTOS ................................................................................................................37
5.4.1.1. Módulos Construtivos de Medição ..............................................................................................................38
5.4.1.2. Módulos Construtivos de Redes de Distribuição .........................................................................................38
5.4.1.3. Módulos Construtivos de Equipamentos de Rede ........................................................................................39
5.4.1.4. Módulos Construtivos de Linhas de Distribuição ........................................................................................39
5.4.1.5. Módulos Construtivos de Subestações de Distribuição ................................................................................40
5.4.1.6. Módulos Construtivos de Geração ...............................................................................................................42
5.4.2. DEMAIS ATIVOS ..........................................................................................................................................43
5.4.3. TIPO DE INSTALAÇÃO ...............................................................................................................................43
5.4.4. BANCO DE PREÇOS E ÍNDICES DE ATUALIZAÇÃO.............................................................................46
5.5. TRATAMENTO DA DEPRECIAÇÃO E OBRIGAÇÕES ESPECIAIS ......................................................47
5.6. BASE DE ANUIDADE REGULATÓRIA – BAR .......................................................................................48
5.7. LAUDO DE ATIVOS ...................................................................................................................................50
5.7.1. ASPECTOS GERAIS .....................................................................................................................................50
5.7.2. INFORMAÇÕES MÍNIMAS .........................................................................................................................51
6. CUSTO DE CAPITAL ..................................................................................................................................53
7. FATOR X ......................................................................................................................................................54
7.1. COMPONENTE DE GANHOS DE PRODUTIVIDADE DA ATIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO – Pd ....55
7.2. TRAJETÓRIA DE EFICIÊNCIA PARA A PARCELA B – T .....................................................................55
8. PERDAS DE ENERGIA ...............................................................................................................................56
9. OUTRAS RECEITAS ...................................................................................................................................57
10. GERAÇÃO PRÓPRIA DE ENERGIA..........................................................................................................57
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(Fls. 22 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
10.1. VALOR DA GERAÇÃO PRÓPRIA (VGP) .................................................................................................58
10.2. CUSTOS OPERACIONAIS ..........................................................................................................................59
10.3. MONTANTE DE GERAÇÃO PRÓPRIA (MGP) ........................................................................................60
11. ANEXOS .......................................................................................................................................................60
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(Fls. 23 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
1. OBJETIVO
1. Estabelecer os procedimentos a serem utilizados na Revisão Tarifária Periódica
das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica que
optaram por não assinar o 1º Termo Aditivo ao Contrato de Permissão, para os
contratos de permissão assinados após 2009, e 2º Termo Aditivo ao Contrato de
Permissão, para os demais contratos.
2. ABRANGÊNCIA
2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se a todas as revisões tarifárias
periódicas de permissionárias de serviço público de distribuição de energia
elétrica que optaram por não assinar o 1º Termo Aditivo ao Contrato de
Permissão, para os contratos de permissão assinados após 2009, e 2º Termo
Aditivo ao Contrato de Permissão, para os demais contratos.
3. PROCEDIMENTOS GERAIS
3. A revisão tarifária periódica das permissionárias de serviço público de
distribuição de energia elétrica compreende o cálculo do Reposicionamento
Tarifário (RT) e do Fator X.
4. O Reposicionamento Tarifário (RT) envolve a redefinição das tarifas de
energia elétrica em nível compatível com o equilíbrio econômico-financeiro do
contrato de permissão.
5. O Fator X corresponde a um valor a ser subtraído ou acrescido da variação do
Indicador de Variação da Inflação - IVI, quando da execução dos reajustes
tarifários anuais entre revisões periódicas, com vistas a compartilhar com os
consumidores os ganhos de produtividade estimados para o período.
6. A organização geral, bem como o rito e os prazos envolvidos na execução dos
processos de revisão tarifária periódica são estabelecidos no Submódulo 10.3
do PRORET.
7. Os itens a seguir detalham a formação da Receita Requerida e o cálculo do RT,
bem como a aplicação do Fator X.
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(Fls. 24 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
3.1. CÁLCULO DA RECEITA REQUERIDA
8. A Receita Requerida corresponde à receita compatível com a cobertura dos
custos de compra de energia, transmissão, encargos setoriais, custos
operacionais eficientes e de capital.
3.1.1. COMPOSIÇÃO DA RECEITA
9. A receita requerida é composta pela soma da Parcela A e Parcela B, esta última
ajustada pelo Fator de Ajuste de Mercado.
𝑅𝑅= 𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵∙(1 −𝑃𝑚) (1)
onde:
RR: Receita Requerida;
VPA: Valor da Parcela A;
VPB: Valor da Parcela B; e
Pm: Fator de Ajuste de Mercado.
10. A Parcela A compreende os custos relacionados às atividades de transmissão
e geração de energia elétrica, inclusive geração própria, além dos encargos
setoriais definidos em legislação específica.
11. A Parcela A é composta pela soma dos componentes abaixo:
𝑉𝑃𝐴= 𝐶𝐸+ 𝐶𝑇+ 𝐸𝑆 (2)
onde:
VPA: Valor de Parcela A;
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria;
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica.
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(Fls. 25 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
12. A Parcela B compreende os custos operacionais e de capital da atividade de
distribuição e gestão comercial dos clientes.
13. A Parcela B é composta pela soma dos componentes abaixo:
𝑉𝑃𝐵= 𝐶𝐴𝑂𝑀+ 𝐶𝐴𝐴 (3)
onde:
VPB: Valor da Parcela B;
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção; e
CAA: Custo Anual dos Ativos.
14. O Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é dado pela soma
dos componentes abaixo:
𝐶𝐴𝑂𝑀= 𝐶𝑂+ 𝑅𝐼 (4)
onde:
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção;
CO: Custos Operacionais relativos ao 1CRTP; e
RI: Receitas Irrecuperáveis.
15. O Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo:
𝐶𝐴𝐴= 𝑅𝐶+ 𝑄𝑅𝑅+ 𝐶𝐴𝐼𝑀𝐼 (5)
onde:
CAA: Custo Anual dos Ativos;
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos;
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades).
3.1.2. REMUNERAÇÃO DO CAPITAL E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO
REGULATÓRIA
16. A Remuneração do Capital (RC) é calculada conforme equação a seguir:
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(Fls. 26 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
𝑅𝐶= 𝐵𝑅𝑅𝑙∙𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é (6)
onde:
RC: Remuneração do Capital;
BRRl: Base de Remuneração Regulatória líquida; e
rWACCpré: Custo médio ponderado de capital real antes dos impostos.
17. A metodologia de cálculo da Base de Remuneração Regulatória é descrita no
Item 5 – Base de Remuneração Regulatória, deste Submódulo.
II.
18. A metodologia de cálculo do Custo de Capital (WACC) é descrita no Item 6 –
Custo de Capital, deste Submódulo.
19. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) corresponde à depreciação e a
amortização dos investimentos realizados.
20. A QRR é calculada conforme formulação a seguir:
𝑄𝑅𝑅= 𝐵𝑅𝑅𝑏∙𝛿 (7)
onde:
QRR: Quota de Reintegração Regulatória;
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e
: Taxa média de depreciação das instalações.
21. A taxa média de depreciação das instalações a ser adotada para todas as
permissionárias é de 4,00% a.a.
3.1.3. CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS
22. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado
Anuidades, refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais
como os realizados em hardware, software, veículos, e em toda a infraestrutura
de terrenos e edifícios de uso administrativo.
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(Fls. 27 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
23. As Anuidades serão dadas por:
𝐶𝐴𝐼𝑀𝐼= 𝐶𝐴𝐿+ 𝐶𝐴𝑉+ 𝐶𝐴𝐼 (8)
onde:
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades);
CAL: Custo Anual de Aluguéis;
CAV: Custo Anual de Veículos; e
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática.
24. As Anuidades serão calculadas com depreciação linear na vida útil e com
remuneração sobre 50% do investimento.
3.1.2.1. Custo Anual de Aluguéis (CAL)
25. O Custo Anual de Aluguéis (CAL) é dado por:
𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é
1
𝐶𝐴𝐿= 𝐵𝐴𝑅𝐴 ∙[ 𝑉𝑈+ ] (9)
2
onde:
CAL: Custo Anual de Aluguéis;
BARA: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos
considerados para infraestrutura de imóveis de uso administrativos; e
VU: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de
Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, sendo 85% referente ao TUC (Tipo de
Unidade de Cadastro) "Edificação – outras" e 15% referente ao TUC "Equipamento
Geral".
26. A metodologia de cálculo da BARA é descrita no item 5.6 deste Submódulo.
3.1.2.2. Custo Anual de Veículos (CAV)
27. O Custo Anual de Veículos (CAV) é dado por:
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(Fls. 28 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
1 𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é
𝐶𝐴𝑉= 𝐵𝐴𝑅𝑉 ∙[ 𝑉𝑈+ ] (10)
2
onde:
CAV: Custo Anual de Veículos;
BARV: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em
veículos; e
VU: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de
Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, referente ao TUC "Veículos".
28. A metodologia de cálculo da BARV é descrita no item 5.6 deste Submódulo.
3.1.2.3. Custo Anual de Sistemas de Informática (CAI)
29. O Custo Anual de Sistemas de Informática (CAI) é dado por:
𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é
1
𝐶𝐴𝐼= 𝐵𝐴𝑅𝐼 ∙[ 𝑉𝑈+ ] (11)
2
onde:
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática;
BARI: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em
sistemas de informática; e
VU: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de
Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, sendo 70% referente ao TUC (Tipo de
Unidade de Cadastro) "Software" e 30% referente ao TUC "Equipamento Geral de
Informática".
30. A metodologia de cálculo da BARI é descrita no item 5.6 deste Submódulo.
3.2. CÁLCULO DO REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO (RT)
31. O Reposicionamento Tarifário (RT), na revisão tarifária, é calculado pela
seguinte equação:
𝑅𝑅−𝑂𝑅

𝑅𝑇= ( −1) × 100 (12)
𝑅𝑉
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(Fls. 29 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
onde:
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);
RR: Receita Requerida;
OR: Outras Receitas; e
RV: Receita Verificada.
32. A Receita Verificada é a Receita Anual de Fornecimento, de Suprimento, de
Consumo de Energia Elétrica e de Uso dos Sistemas de Distribuição, calculada
considerando-se as tarifas econômicas homologadas no último reajuste tarifário
e o Mercado de Referência, excluídos, portanto, o PIS/PASEP, a COFINS, o
ICMS e os componentes financeiros exógenos ao cálculo tarifário.
33. O Mercado de Referência compreende os montantes de energia elétrica, de
demanda de potência e de uso do sistema de distribuição faturados no Período
de Referência a outras permissionárias de distribuição, consumidores,
autoprodutores e centrais geradoras que façam uso do mesmo ponto de conexão
para importar ou injetar energia elétrica, bem como pelos montantes de demanda
de potência contratada pelos demais geradores para uso do sistema de
distribuição.
34. O Período de Referência corresponde ao período de 12 (doze) meses
imediatamente anterior ao mês da Revisão Tarifária Periódica.
35. No cálculo da Receita Verificada, as informações relativas ao mercado faturado
no último mês do período de referência serão estimadas, repetindo-se os
montantes realizados no mês imediatamente anterior, podendo os valores do
penúltimo mês, se provisórios, ser alterados uma única vez até o trigésimo dia
anterior à data de aniversário contratual da distribuidora.
36. A metodologia e de cálculo das Outras Receitas é descrita no Item 9 – Outras
Receitas, deste Submódulo.
37. A Receita Requerida para fins de reposicionamento tarifário será calculada
conforme a fórmula a seguir:
𝑅𝑅′ = 𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵′ ∙(1 −𝑃𝑚) (13)
onde:
RR': Receita requerida para fins de reposicionamento tarifário;
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(Fls. 30 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
VPA:Valor da Parcela A;
VPB': Valor da Parcela B para fins de reposicionamento tarifário, calculada a partir do
VPB com variação limitada a +/-30% com relação à Parcela B definida no último
processo tarifário; e
Pm: Fator de Ajuste de Mercado.
38. O Valor da Parcela A compreende os seguintes itens:
I. Custo de aquisição de energia elétrica comprada (CE) – montante de energia
elétrica comprada para o atendimento ao mercado de referência valorado
pelo preço de repasse dos contratos vigentes na data da revisão tarifária
periódica ou pelo valor da geração própria, definido conforme Item 10 –
Geração Própria, deste Submódulo. Ao montante de energia elétrica
comprado deverão ser acrescidos os limites regulatórios de perdas elétricas
no sistema de distribuição, os quais se dividem em perdas técnicas e não
técnicas.
II. Custo com conexão e o uso do sistema de distribuição e/ou transmissão (CT)
– para a conexão, serão considerados os valores vigentes na data da revisão
tarifária periódica e, para o uso, serão considerados os montantes de
demanda de potência contratados no período de referência, valorados pelas
respectivas tarifas econômicas vigentes na data da revisão tarifária
periódica. Os descontos definidos na regularização da permissionária
poderão ser revistos, de acordo com o mecanismo descrito nas seções
seguintes.
III. Encargos Setoriais (ES) – serão considerados os valores vigentes na data
da revisão tarifária periódica.
39. O Valor da Parcela B será calculado a preços da data de revisão de cada
permissionária, sendo que no reajuste tarifário subsequente o Valor da Parcela
B calculado será atualizado pela variação anual do IPCA desde a revisão
tarifária, deduzido o Fator X.
40. Ao Valor da Parcela B deverá ser aplicado um índice de ajuste de mercado,
denominado de Fator de Ajuste de Mercado, de forma a considerar os ganhos
potenciais de produtividade no período de vigência das tarifas estabelecidas na
revisão.
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(Fls. 31 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
41. O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm) a ser aplicado na revisão tarifária
periódica de cada permissionária no ajuste do Valor da Parcela B será 1,15%
a.a.
3.3. APLICAÇÃO DO FATOR X
42. Os contratos de permissão das distribuidoras determinam que o Valor da Parcela
B será ajustado anualmente no período tarifário entre revisões, aplicando-se ao
valor vigente dessa parcela o índice "IPCA – X".
43. A metodologia de cálculo do Fator X é descrita no Item 7 – Fator X, deste
Submódulo.
4. CUSTOS OPERACIONAIS
44. Os custos operacionais serão definidos conforme equação abaixo:
CO = 𝐼𝑃𝐶𝐴× UC (𝑖) × 598,43 × 0,9999886𝑈𝐶𝑖× 0,994537𝑈𝐶/𝑘𝑚𝑖
(14)
onde:
𝐶𝑂: Custo Operacional regulatório da permissionária i;
𝑈𝐶𝑖: Número de Unidades Consumidoras da permissionária no 6º (sexto) mês anterior ao mês da revisão
tarifária; e
𝑈𝐶/𝑘𝑚𝑖: Número de unidades consumidoras por quilômetro de rede total no 6º (sexto)
mês anterior ao mês da revisão tarifária.
𝐼𝑃𝐶𝐴 : índice IPCA verificado entre dezembro de 2010 e o mês anterior a revisão
tarifária
45. Os percentuais de receitas irrecuperáveis por classe de consumo são
apresentados na tabela abaixo.
Tabela 2: Percentuais Regulatórios de Receitas Irrecuperáveis
Classe de Consumo Grupo 3
Residencial 0,18%
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(Fls. 32 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
Industrial 0,02%
Comercial 0,13%
Rural 0,04%
Iluminação Pública 0,00%
Poder Público 0,00%
Serviço Público 0,00%
Demais (Suprimento, Consumo Próprio) 0,00%
46. O valor de receitas irrecuperáveis dessa parcela da receita será definido
conforme a equação abaixo:
𝑅𝑅
𝑉𝑠𝑒= × {∑(𝜌𝑐× 𝑅𝐼𝑐) } (15)
(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆) 𝐶
onde,
𝑉𝑠𝑒: Parcela de receitas irrecuperáveis associada à receita;
𝑅𝑅: Receita requerida líquida;
𝜌𝑐: Participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; e
𝑅𝐼𝑐: Percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, conforme
tabela.
5. BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA
5.1. COMPOSIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA – BRR
47. A Base de Remuneração Regulatória (BRR) das permissionárias de serviço
público de distribuição de energia elétrica é composta pelos valores dos
seguintes itens:
I – Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado,
conforme caso específico);
II – Almoxarifado de Operação; e
III – Obrigações especiais.
48. São considerados os seguintes grupos de contas de ativos da permissionária:
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 33 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
I – intangíveis;
II – terrenos;
III – reservatórios, barragens e adutoras;
IV – edificações, obras civis e benfeitorias;
V – máquinas e equipamentos;
VI – veículos; e
VII – móveis e utensílios.
49. Para apuração da base de remuneração são considerados apenas os ativos
vinculados à permissão e classificados nas atividades de distribuição,
administração, comercialização e geração associada, nos casos previstos em
lei.
50. Para efeito de determinação da Base de Remuneração Regulatória – BRR, os
seguintes bens e instalações serão excluídos: software; hardware; terrenos
administrativos; edificações, obras civis e benfeitorias administrativas; máquinas
e equipamentos administrativos; veículos; móveis e utensílios. Esses bens e
instalações comporão a Base de Anuidade Regulatória – BAR. A
remuneração, amortização e depreciação (exceto de terrenos) referentes à BAR
são dadas em forma de anuidades.
51. Assim, para a definição da Base de Remuneração Regulatória e da Base de
Anuidade Regulatória, são considerados os seguintes grupos de contas:
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(Fls. 34 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
Tabela 3 – Resumo das Contas Contábeis

| TIPOS DE ATIVOS | BRR | BAR |
| --- | --- | --- |
| Contas | Subcontas | Subcontas |
| Intangíveis | Servidões | Software; Outros |
| Terrenos | Geração; Distribuição | Administração; Comercialização |

Reservatórios,
Reservatórios, barragens e adutoras ---
barragens e adutoras

Edificações, obras civis e benfeitorias Geração; Distribuição Administração; Comercialização
Geração; Distribuição
Máquinas e equipamentos Administração; Comercialização
(SEs, LDs e RDs)
Geração; Distribuição;
Veículos ---
Comercialização; Administração
Geração; Distribuição;
Móveis e utensílios ---
Comercialização; Administração
52. Os grupos de contas de ativos relativos a Intangíveis; Terrenos; Edificações,
Obras Civis e Benfeitorias; Máquinas e Equipamentos; Veículos e Móveis e
Utensílios, vinculados ao serviço público de distribuição de energia elétrica,
referentes às atividades de Distribuição, Geração associada, Comercialização e
Administração, conforme o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico –
MCSE, são objeto de avaliação, com vistas à composição da BRR e BAR das
concessionárias, de acordo com a classificação na tabela abaixo.
Tabela 4 – Relação de Grupos de Contas de Ativo

Código Título Classificação
132.01.X.1.01 Geração – Intangíveis BRR/BAR
132.01.X.1.02 Geração – Terrenos BRR
132.01.1.1.03 Geração – Reservatório, Barragens e Adutoras BRR
132.01.X.1.04 Geração – Edificações, Obras Civis e Benfeitorias BRR
132.01.X.1.05 Geração – Máquinas e Equipamentos BRR
132.01.X.1.06 Geração – Veículos BAR
132.01.1.1.07 Geração – Móveis e Utensílios BAR
132.03.1.1.01 Distribuição – Intangíveis – Linhas, Redes e Subestações (L,D,S) BRR/BAR
132.03.2.1.01 Distribuição – Intangíveis – Sistema de Transmissão Associado (STA) BRR/BAR
132.03.1.1.02 Distribuição – Terrenos – (L,D,S) BRR
132.03.2.1.02 Distribuição – Terrenos – (STA) BRR
132.03.1.1.04 Distribuição – Edificações, Obras Civis e Benfeitorias – (L,D,S) BRR
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 35 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).

Código Título Classificação
132.03.2.1.04 Distribuição – Edificações, Obras Civis e Benfeitorias – (STA) BRR
132.03.1.1.05 Distribuição – Máquinas e Equipamentos – (L,D,S) BRR
132.03.2.1.05 Distribuição – Máquinas e Equipamentos – (STA) BRR
132.03.1.1.06 Distribuição – Veículos – (L,D,S) BAR
132.03.2.1.06 Distribuição – Veículos – (STA) BAR
132.03.1.1.07 Distribuição – Móveis e Utensílios – (L,D,S) BAR
132.03.2.1.07 Distribuição – Móveis e Utensílios – (STA) BAR
132.04.1.1.01 Administração – Intangíveis BAR
132.04.1.1.02 Administração – Terrenos BAR
132.04.1.1.04 Administração – Edificações, Obras Civis e Benfeitorias BAR
132.04.1.1.05 Administração – Máquinas e Equipamentos BAR
132.04.1.1.06 Administração – Veículos BAR
132.04.1.1.07 Administração – Móveis e Utensílios BAR
132.05.1.1.01 Comercialização – Intangíveis BAR
132.05.1.1.02 Comercialização – Terrenos BAR
132.05.1.1.04 Comercialização – Edificações, Obras Civis e Benfeitorias BAR
132.05.1.1.05 Comercialização – Máquinas e Equipamentos BAR
132.05.1.1.06 Comercialização – Veículos BAR
132.05.1.1.07 Comercialização – Móveis e Utensílios BAR
Nota: Conforme Manual de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE, aprovado pela Resolução nº 444 de 26/10/2001, atualizado
pela Resolução Normativa n° 370, de 30/06/2009
5.2. CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DA BRR NO PRIMEIRO CICLO
53. Para a avaliação dos ativos das permissionárias vinculados à prestação do
serviço público de distribuição de energia elétrica devem ser observadas as
seguintes diretrizes:
a) A base de remuneração será obtida a partir dos ativos em operação e das
referências de preços adotadas pela ANEEL;
b) Considera-se como data-base do laudo de ativos o último dia do sexto mês
anterior ao mês da revisão tarifária;
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(Fls. 36 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
c) A data anterior será utilizada para valoração dos ativos a partir do banco de
preços referenciais da ANEEL;
d) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IPCA, entre
a data-base do laudo de ativos e a data da revisão tarifária; e
e) Em relação ao almoxarifado de operações, seu valor corresponderá ao
percentual de 0,30% do Ativo Imobilizado em Serviço (AIS).
5.3. MÉTODO DE AVALIAÇÃO
54. Utiliza-se na realização da avaliação dos ativos da permissionária de distribuição
de energia elétrica, o Método do Custo de Reposição, conforme definido neste
Submódulo.
55. O Método do Custo de Reposição estabelece que cada ativo é valorado por
todas as despesas necessárias para sua substituição por idêntico, similar ou
equivalente que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do
ativo existente.
56. Para a completa definição da Base de Remuneração é necessário estabelecer
os seguintes valores:
 Valor Novo de Reposição (VNR): Refere-se ao valor do bem novo, idêntico
ou equivalente ao avaliado, obtido a partir do banco de preços referenciais.
 Valor de Mercado em Uso (VMU): É definido como o Valor Novo de
Reposição – VNR deduzido da parcela de depreciação.
 Valor da Base de Remuneração (VBR): É definido pela multiplicação do
Índice de Aproveitamento, quando existir, pelo Valor de Mercado em Uso. O
Índice de Aproveitamento é definido como um percentual que demonstre o
aproveitamento do ativo no serviço público de distribuição de energia elétrica.
57. Para a definição do Valor Novo de Reposição será utilizado o Banco de Preços
Referenciais da ANEEL para Permissionárias (SISBASE-P), a partir de uma
estrutura modular.
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(Fls. 37 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
58. A relação dos módulos construtivos e os respectivos valores são apresentados
no Anexo II deste Submódulo.
59. O Banco de Preços Referenciais da ANEEL busca refletir os custos médios
eficientes de aquisição e instalação dos diversos equipamentos. É estruturado
na forma modular, abrangendo medidores, redes e linhas de distribuição,
equipamentos de rede e subestações de distribuição.
60. A valoração é realizada a partir de um inventário simplificado de ativos,
atribuindo-se os respectivos módulos construtivos que representam o valor
agregado de todos os ativos da permissão.
5.4. PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO – BANCO DE PREÇOS REFERENCIAIS
62. Os itens seguintes detalham o procedimento de avaliação para cada grupo de
ativos, utilizando-se o Banco de Preços Referenciais da ANEEL para
Permissionárias (SISBASE-P).
5.4.1. MÁQUINAS E EQUIPAMENTOS
63. São objeto de avaliação todos os bens e instalações contabilizados no subgrupo
de contas referente a "MÁQUINAS E EQUIPAMENTOS", especialmente os
abaixo elencados:
a) subestações (conjunto de bens, instalações e serviços de infraestrutura
geral, dos módulos de equipamentos gerais e de manobra da subestação -
infraestrutura geral, entrada e saída de linha, interligação de barramento,
conexão de transformador, conexão de reatores, conexão de capacitores,
etc.);
b) linhas e redes de distribuição (equipamentos, estruturas e condutores
elétricos aéreos, utilizados para a distribuição da energia elétrica, ou aqueles
utilizados com função exclusiva de interligação de subestações ou circuitos,
operando em tensões menores que 230 kV);
c) equipamentos de medição (medidores de energia e potência); e
d) pequenas centrais hidrelétricas e térmicas.
64. A avaliação desses bens deverá ser efetuada tomando-se por base o Valor Novo
de Reposição depreciado, respeitando-se os critérios de depreciação e
percentual de depreciação acumulado, a partir de uma estrutura modular,
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(Fls. 38 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
agrupando-se as instalações nos Módulos Construtivos, conforme descrito a
seguir.
5.4.1.1. Módulos Construtivos de Medição
65. Os módulos de medidores contemplam os tipos de medidores de energia
instalados em redes de distribuição e são caracterizados pela classe de tensão
e número de fases, conforme a tabela a seguir.
Tabela 5: Módulos Construtivos de Medição

Tipo Categoria Características
Classe de Tensão:
- BT; 13,8 kV
ME Medidor
Número de Fases:
- Mono; Bi; e Trifásico
66. A valoração é feita por número de medidores e inclui todos os custos envolvendo
o medidor e demais componentes associados.
5.4.1.2. Módulos Construtivos de Redes de Distribuição
67. Os módulos construtivos de redes de distribuição aéreas contemplam as redes
com tensão menor que 69 kV e são divididos em duas categorias: Estruturas e
Condutores.
68. Os módulos de estruturas e de condutores são caracterizados pela classe de
tensão e número de fases, conforme a tabela a seguir.
Tabela 6: Módulos Construtivos de Redes de Distribuição

Tipo Categoria Características
Classe de Tensão:
- BT; 13,8 kV; 34,5 kV
RD Condutor
Número de Fases:
- Mono; Bi; e Trifásico
RD Estrutura Classe de Tensão:
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(Fls. 39 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
- BT; 13,8 kV; 34,5 kV
Número de Fases:
- Mono; Bi; e Trifásico
69. A valoração das estruturas é feita por número de postes e inclui todos os custos
envolvendo o poste, cruzetas, isoladores, aterramento e fundações. A valoração
dos condutores é feita por extensão de rede e inclui todos os custos envolvendo
cabos e demais componentes associados.
5.4.1.3. Módulos Construtivos de Equipamentos de Rede
70. Os módulos construtivos de equipamentos de rede de distribuição aéreas
contemplam os equipamentos com tensão menor que 69 kV, sendo
representados pelos transformadores de distribuição.
71. Os módulos de equipamentos de rede são caracterizados pela classe de tensão,
número de fases e capacidade (potência nominal), conforme a tabela a seguir.
Tabela 7: Módulos Construtivos de Equipamentos de Rede

Tipo Categoria Características
Classe de Tensão:
- 13,8 kV; 34,5 kV
Número de Fases:
Transformador
EQ
de distribuição - Mono; Bi; e Trifásico
Capacidade:
- kVA
72. A valoração dos equipamentos de rede é feita por número de transformadores
de distribuição, usado como principal driver de valoração, e inclui todos os custos
envolvendo o transformador, chaves, para-raios e aterramento, além de outros
equipamentos como regulador de tensão, religador, banco de capacitores e
demais componentes associados.
5.4.1.4. Módulos Construtivos de Linhas de Distribuição
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 40 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
73. Os módulos construtivos de linhas de distribuição aéreas contemplam as linhas
com tensão maior ou igual a 69 kV e inferior a 230 kV, sendo divididos em duas
categorias: Estruturas e Condutores.
74. Os módulos de estruturas e de condutores são caracterizados pela classe de
tensão e tipo de circuito, conforme a tabela a seguir.
Tabela 8: Módulos Construtivos de Linhas de Distribuição

Tipo Categoria Características
Classe de Tensão:
- 69 kV; 138 kV
LD Estrutura Tipos de Circuito:
- CS: Circuito Simples
- CD: Circuito Duplo
Classe de Tensão:
- 69 kV; 138 kV
LD Condutor Tipos de Circuito:
- CS: Circuito Simples
- CD: Circuito Duplo
75. A valoração das estruturas é feita por número de estruturas e inclui todos os
custos envolvendo a estrutura, fundação, cadeia de isoladores, amortecedores
e aterramento. A valoração dos condutores é feita por extensão de circuitos e
inclui todos os custos envolvendo cabos e demais componentes associados.
5.4.1.5. Módulos Construtivos de Subestações de Distribuição
76. Os módulos construtivos de subestações de distribuição contemplam as
subestações aéreas nos níveis de tensão de 34,5 kV, 69 kV e 138 kV e são
divididos em três categorias: Infraestrutura geral, Manobra e Equipamento,
descritas conforme a tabela a seguir
Tabela 9: Descrição dos Módulos Construtivos de Subestações de Distribuição
Módulo Descrição
Módulo de O módulo de Infraestrutura Geral – MIG é composto por: cercas e muros externos,
Infraestrutura
terraplenagem, drenagem, grama, embritamento, arruamento, iluminação do pátio,
Geral proteção contra incêndio, sistema de abastecimento de água, malha de terra e cabos
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 41 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
para-raios, canaletas principais, transformador de potencial, bases suportes e
estruturas dos TPs de barra, edificações, serviço auxiliar, área industrial, sistema de
telecomunicações, sistema de proteção, controle e supervisão, canteiro de obras,
caixa separadora de óleo, engenharia, administração local, eventuais e administração
central.
Conjunto de equipamentos, materiais e serviços necessários à implantação dos setores
Módulo de de manobra, tais como: entrada de linha, conexão de transformador ou
Manobra autotransformador e interligação de barramentos. É representado pelo número de
disjuntores da subestação.
Composto pelos equipamentos principais da SE, representados por transformadores
Módulo de
de força e banco de capacitores, incluindo os materiais e serviços necessários à sua
Equipamento
instalação.
77. Os módulos de infraestrutura geral são caracterizados pela classe de tensão e
porte. Os módulos de equipamentos (transformadores de força e bancos de
capacitores) são caracterizados pela classe de tensão, número de fases e
capacidade (potência nominal). Por fim, os módulos de manobra são
caracterizados pela classe de tensão.
78. A tabela a seguir apresenta a relação dos módulos construtivos de subestações
de distribuição, de acordo com suas características principais.
Tabela 10: Módulos Construtivos de Subestações de Distribuição

Tipo Categoria Características
Classe de Tensão:
- 34,5 kV
- 69 kV
Infraestrutura - 138 kV
SE
Geral
Porte:
- Pequeno (1 trafo)
- Médio (2 a 3 trafos)
- Grande (> 3 trafos)
Classe de Tensão:
- 34,5 / 13,8 kV
- 69 / 34,5 kV
- 69 / 13,8 kV
Transformador
SE
de força - 138 / 69 kV
- 138 / 34,5 kV
- 138 / 13,8 kV
Número de Fases:
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 42 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
- Trifásico
Capacidade:
- MVA
Classe de Tensão:
- 13,8 kV
- 34,5 kV
Banco de
SE - 69 kV
capacitores
- 138 kV
Capacidade:
- MVAr
Classe de Tensão:
- 13,8 kV
SE Manobra - 34,5 kV
- 69 kV
- 138 kV
5.4.1.6. Módulos Construtivos de Geração
79. Os módulos construtivos de geração contemplam os ativos de geração e são
divididos em duas categorias: Pequena Central Hidrelétrica e Pequena Central
Termelétrica, descritas conforme a tabela a seguir.
Tabela 11: Módulos Construtivos de Geração

Tipo Categoria Características Unidade
Gerador R$/kW
Turbina R$/kW
Reservatório, barragem e adutora R$/kW
Edificações e obras civis R$/kW

Pequena Central Urbanização e benfeitorias R$/kW
GE

Hidrelétrica Outros sistemas R$/kW
Equipamentos Casa de força R$/kW
Equipamentos Gerais R$/kW
Conduto forçado R$/kW
Transformação R$/kW
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(Fls. 43 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
Conexão R$/kW
Custos indiretos %
Grupo motor-gerador R$/kW
Turbina a vapor R$/kW
Edificações, obras civis,
R$/kW
urbanização e benfeitorias
Pequena Central

Termelétrica Outros sistemas R$/kW
Equipamentos Casa de força,
R$/kW
Transformação e Conexão
Custos indiretos %
80. A valoração dos ativos é feita por intermédio de parâmetros de referência
(R$/kW). Esses valores são disponibilizados pela ANEEL tomando-se por base
a tipologia, características físicas e custos realizados de usinas construídas nos
últimos anos.
81. Somente serão considerados na revisão tarifária periódica, os ativos de geração
que atenderem às exigências previstas no § 6º do art. 4º da Lei nº 9.074, de
1995.
5.4.2. DEMAIS ATIVOS
82. Os ativos referentes a terrenos de uso operacional (de distribuição) devem ser
valorados a partir de um percentual regulatório, assumido como eficiente, em
relação ao Valor Novo de Reposição do total de equipamentos de subestações.
Para tal, adota-se o percentual de 4,5%.
83. Da mesma forma, os ativos referentes a edificações, obras civis e benfeitorias
de uso operacional (de distribuição) devem ser valorados a partir de um
percentual regulatório, assumido como eficiente, em relação ao Valor Novo de
Reposição do total de equipamentos de subestações. Para tal, adota-se o
percentual de 4,0%.
5.4.3. TIPO DE INSTALAÇÃO
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 44 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
84. Para os grupos de ativos referentes a medidores, redes de distribuição,
equipamentos de rede e linhas de distribuição, deverá ser feita a segregação
entre ativos situados em meio urbano e rural. O Banco de Preços Referenciais
disponibilizado no Anexo II deste Submódulo apresenta os valores de referência
para instalações urbanas. Para as instalações rurais, são adotados percentuais
que são acrescidos aos valores de referência, conforme tabela abaixo.
Tabela 12: Custos Adicionais por Grupo de Ativos para Instalações Rurais
Grupo de Ativos Acréscimo (%)
Medidores 5,0%
Redes de Distribuição – Condutores 10,0%
Redes de Distribuição – Estruturas 10,0%
Equipamentos de Rede 5,0%
Linhas de Distribuição – Condutor 5,0%
Linhas de Distribuição – Estrutura 5,0%
85. Para a segregação dos ativos em urbano e rural, as permissionárias poderão
fazer uso das metodologias de densidade de unidades consumidoras por
quadrícula, baseadas no sistema GIS ou pelos critérios legais que definam o
limite urbano.
86. A permissionária poderá ainda propor metodologia alternativa em sua revisão
tarifária específica. Para validação da metodologia proposta, mostra-se
imprescindível que a proposta seja feita a tempo de ser submetida à Audiência
Pública.
87. Abaixo são detalhadas as duas alternativas para a segregação dos ativos
situados em meio urbano e rural.
a) Densidade de Consumidores por Quadrícula
88. A segregação entre consumidores urbanos e rurais poderá ser determinada por
meio de áreas com alta e baixa densidade de consumidores. Neste método, a
permissionária deverá subdividir sua área de permissão em quadrículas de 500
metros por 500 metros (0,25km²) necessariamente através do sistema GIS. O
critério para segregação das áreas de alta e baixa densidade será o número de
unidades consumidoras localizadas em cada quadrícula, cuja regra de corte será
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 45 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
definida por meio de uma análise de sensibilidade que deverá ser apresentada
pela permissionária.
89. Para definição do ponto de corte superior (para as regiões de alta densidade) e
inferior (para as regiões de baixa densidade), a análise deverá apresentar como
varia o número de unidades consumidoras localizadas em áreas de alta e baixa
densidade à medida que se variam os pontos de corte. A permissionária deverá
apresentar tais dados com o ponto superior variando entre 300 e 700 unidades
consumidoras, com variação entre cada simulação de 100 unidades e o ponto
de corte inferior variando entre 25 e 75 unidades consumidoras, com variação
entre cada simulação de 25 pontos.
90. As quadrículas na faixa de transição (entre os cortes de alta e baixa densidade)
representariam então uma área de média densidade, cuja classificação seria
feita a partir das seguintes condições:
a) Se as quadrículas forem contíguas às grandes áreas de alta densidade, as
mesmas também devem ser consideradas de Alta Densidade, a fim de se
delimitar a fronteira dos núcleos urbanos;
b) Se algumas quadrículas estiverem circundadas por uma área de baixa
densidade, deve-se somar a quantidade de consumidores das quadrículas desta
"ilha" e, se o valor deste conjunto for superior ao ponto de corte para regiões de
alta densidade, as mesmas devem ser classificadas como de alta densidade; e
c) Caso as duas condições anteriores não sejam atendidas, as quadrículas nesta
faixa de transição são classificadas como baixa densidade.
b) Critérios Legais
91. Neste método, a classificação da unidade consumidora em urbano/rural se dará
de acordo com a localização geográfica do poste do qual é derivada sua ligação.
A Lei nº 5.172, de 25 de outubro de 1966, define que serão consideradas como
zona urbana as parcelas das áreas do município dotadas de pelo menos dois
dos melhoramentos abaixo listados e, construídos ou mantidos pelo Poder
Público:
I - meio-fio ou calçamento, com canalização de águas pluviais;
II - abastecimento de água;
III - sistema de esgotos sanitários;
IV - rede de iluminação pública, com ou sem postes para distribuição domiciliar;
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(Fls. 46 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
V - escola primária ou posto de saúde a uma distância máxima de três quilômetros do local
considerado.
92. A legislação municipal pode ainda considerar como zonas urbanas as áreas
urbanizáveis, ou de expansão urbana, de loteamentos aprovados pelos órgãos
competentes destinados à habitação, à indústria ou ao comércio, mesmo que
localizados fora das zonas definidas nesses termos.
93. A classificação acima mencionada ainda deverá ser consistida com dados do
sistema elétrico georreferenciado. Assim, além da classificação conforme
caracterização acima mencionada, ainda serão consideradas urbanas as redes
elétricas com média e baixa tensão (rede primária e secundária) e vão médio
inferior a 45 metros.
94. Por esta metodologia, se faz necessária a constante atualização das poligonais
urbanas, baseada no mapeamento cartográfico municipal, novas áreas
urbanizadas disponibilizadas pelas Prefeituras Municipais e a característica
elétrica das redes que atendem essas áreas. A área rural será definida como a
poligonal do município descontada a área que atenda os critérios citados.
5.4.4. BANCO DE PREÇOS E ÍNDICES DE ATUALIZAÇÃO
95. O Banco de Preços Referenciais da ANEEL para Permissionárias (SISBASE-P)
é apresentado no Anexo II deste Submódulo, com valores referenciados à data
de sua elaboração, em 1/9/2011.
96. Para aplicação nas revisões tarifárias, tais valores deverão ser atualizados até a
data-base do laudo de ativos, utilizando-se os índices de atualização descritos
na tabela a seguir.
Tabela 13: Índices de Atualização do Banco de Preços Referenciais

| Núm. Parâmetro 1 | Parâmetro 2 | Parâmetro 3 | Parâmetro 4 | Parâmetro 5 | Ativo |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 1 | 0,30 IPCA | 0,70 PDM31 | Estrutura de linha |  |  |
| 3 | 0,40 IPCA | 0,30 ME34 | 0,30 PDM31 | Banco de capacitores |  |
| 4 | 0,30 IPCA | 0,40 ME34 | 0,30 MEQS32 | Medidor |  |
| 5 | 0,25 IPCA | 0,75 AL | Condutor |  |  |
| 10 0,20 IPCA | 0,30 BMP28 | 0,5 0AL | Infraestrutura de SE |  |  |

CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 47 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).

Núm. Parâmetro 1 Parâmetro 2 Parâmetro 3 Parâmetro 4 Parâmetro 5 Ativo
Disjuntor 13,8 e

34 0,50 IPCA 0,15 MB30 0,15 ME34 0,20 PDM31
34,5kV

35 0,40 IPCA 0,15 MB30 0,15 ME34 0,20 PDM31 0,10 OIL Disjuntor 69kV
46 0,30 IPCA 0,25 INCC 0,45 PDM31 Estrutura de rede
Transformador de

53 0,35 IPCA 0,10 PDM31 0,20 FSO 0,25 CU 0,10 OIL
distribuição
Transformador de

78 0,45 IPCA 0,10 PDM31 0,15 FSO 0,20 CU 0,10 OIL
força
Legenda:
INCC: Índice Geral (Índice Nacional de Custo da Construção);
IPCA: Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo
BMP 28: IPA - Produtos Industriais (Borracha e Material Plástico);
PMNM 29: IPA - Produtos Industriais (Produtos de Minerais Não Metálicos);
MB 30: IPA - Produtos Industriais (Metalurgia Básica);
PDM 31: IPA - Produtos Industriais (Produtos de Metal);
ME 34: IPA - Produtos Industriais (Máquinas, Aparelhos e Materiais Elétricos);
FSO: Insumos (Ferro ou Aço Silício);
AL: Insumos (Alumínio - LME Brasil);
CU: Insumos (Cobre Nacional - LME Brasil);
OIL: Insumos (Óleo Mineral Isolante - AV60).
5.5. TRATAMENTO DA DEPRECIAÇÃO E OBRIGAÇÕES ESPECIAIS
97. Para a determinação do valor de mercado em uso – VMU deve ser considerado
o percentual de depreciação acumulada, registrada na contabilidade para cada
bem do ativo considerado, após validação da ANEEL.
98. O valor de mercado em uso para a composição da base de remuneração será
obrigatoriamente igual a zero quando o bem estiver totalmente depreciado,
conforme identificado no respectivo registro contábil.
99. Se constatadas imperfeições nos cálculos de depreciação dos bens, a ANEEL
deverá recalcular a depreciação acumulada desses ativos para efeito de
avaliação com base no MCPSE. Caso não seja possível o recálculo da
depreciação acumulada, esta deverá ser arbitrada pela ANEEL.
100. A depreciação dos ativos adquiridos com recursos oriundos das Obrigações
Especiais, para efeito de revisão tarifária, não é computada no cálculo da receita
requerida da permissionária.
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 48 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
101. As Obrigações Especiais são recursos relativos à participação financeira do
consumidor, das dotações orçamentárias da União, verbas federais, estaduais e
municipais e de créditos especiais vinculados aos investimentos aplicados nos
empreendimentos vinculados à permissão. As Obrigações Especiais não são
passivos onerosos e não são créditos do acionista. São atualizadas com os
mesmos critérios e índices utilizados para corrigir os bens registrados no Ativo
Imobilizado dos agentes.
102. As obrigações especiais devem compor a base de remuneração regulatória
como redutoras do ativo imobilizado em serviço, e avaliada aplicando-se a
mesma variação verificada entre o valor novo de reposição total e o valor original
contábil, não depreciado, sobre o saldo das Obrigações Especiais, para
determinação do valor atualizado das Obrigações Especiais a ser considerado
como parcela redutora na base de remuneração.
103. É vedada a aplicação da variação verificada entre o Valor Original Contábil
(VOC) e o Valor Novo de Reposição (VNR), no saldo de Obrigações Especiais,
quando esta variação for menor que 100%, resultante de erro de apropriação no
valor contábil.
104. As quotas de depreciação dos bens constituídos com recursos de Obrigações
Especiais, independentemente da sua data de formação, deverão ter seus
efeitos anulados no resultado contábil, a partir da data da revisão tarifária. A cota
de reintegração calculada sobre o valor do bem adquirido com recurso de
Obrigação Especial debitada na conta 615.0X.XX (Naturezas de Gastos 53 –
Depreciação e 55 – Amortização), será transferida a débito da subconta
223.0X.X.5 06 – Participações e Doações – Reintegração Acumulada – AIS –
Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica, de forma que o efeito
desta despesa seja anulado no resultado do exercício. Para a apuração do valor
da reintegração, deverá ser utilizada a taxa média de depreciação do ativo
imobilizado da respectiva atividade em que tiverem sido aplicados os recursos
de Obrigações Especiais.
105. Como forma de demonstração dos valores de Obrigações Especiais, as
permissionárias deverão, no Laudo de Ativos, incluir o Demonstrativo de
Obrigações Especiais.
5.6. BASE DE ANUIDADE REGULATÓRIA – BAR
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 49 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
106. Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória não são considerados
no Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração.
Esses ativos são determinados como uma relação do AIS.
107. A Base de Anuidade Regulatória (BAR) será determinada pela formulação a
seguir:
∙(𝐴𝐼𝑆)−0,21+1 ∙(𝐼𝑃𝐶𝐴1/𝐼𝑃𝐶𝐴0)0,21
𝐵𝐴𝑅= 1,7982 (16)
onde:
𝐵𝐴𝑅: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em
ativos não elétricos (instalações móveis e imóveis);
𝐴𝐼𝑆: Ativo imobilizado em serviço aprovado no 1CRTP-P;
𝐼𝑃𝐶𝐴1: Valor do índice IPCA na data da revisão tarifária; e
𝐼𝑃𝐶𝐴0: Valor do índice IPCA em 01/01/2012.
108. Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade é
necessário segregar em 3 grupos de ativos, ou seja:
 Aluguéis: esse grupo de ativos inclui os edifícios administrativos, gerências
regionais, almoxarifados e/ou depósitos, estacionamento de veículos, além de
todo mobiliário de escritórios, equipamentos de oficina e laboratórios;
 Veículos: esse grupo de ativos inclui todos os veículos para uso
administrativo e de operação; e
 Sistemas: esse grupo de ativos inclui toda a infraestrutura de hardware e
software de sistemas corporativos como GIS, SCADA, Gestão da Distribuição,

Gestão Comercial, Gestão Empresarial e Sistemas Centrais,
Teleatendimento, além de microcomputadores.
109. A segregação da base de anuidade regulatória por grupos é feita conforme as
proporções definidas na tabela abaixo.
Tabela 14: Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos
Grupo de Ativos (% da BAR)
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅𝐴) 25%
Veículos (𝐵𝐴𝑅𝑉) 25%
Sistemas (BARI) 50%
110. A Base de Anuidade Regulatória (BAR) pode ser então decomposta nos grupos
acima definidos:
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 50 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
𝐵𝐴𝑅= 𝐵𝐴𝑅𝐴+ 𝐵𝐴𝑅V + 𝐵𝐴𝑅I (17)
onde:
BARA: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos
considerados para infraestrutura de imóveis de uso administrativos;
BARV: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em
veículos;
BARI: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em
sistemas de informática.
5.7. LAUDO DE ATIVOS
5.7.1. ASPECTOS GERAIS
111. O laudo de ativos a ser apresentado pela permissionária deverá conter somente
a relação de ativos em operação, conforme modelo a ser disponibilizado pela
ANEEL.
112. O levantamento dos ativos deve ser realizado por empresa ou profissional apto
para esse fim, contratado pela permissionária, o qual produzirá um laudo técnico
que estará sujeito à validação mediante fiscalização da Agência. A
permissionária responde solidariamente, na esfera administrativa ou judicial, por
qualquer erro ou dano decorrente das informações fornecidas.
113. Esse levantamento deverá ser feito tomando-se por base os controles da
engenharia, por meio de mapas georreferenciados atualizados (GIS), ou quando
não disponível por meio de inspeção em campo.
114. O laudo de ativos deverá ser assinado por um engenheiro, responsável pelas
informações técnicas, com o recolhimento da respectiva ART – Anotação de
Responsabilidade Técnica, e também por um contador, responsável pelas
informações contábeis.
115. Não procedendo a permissionária ao levantamento dos ativos e ao
encaminhamento das informações, nos termos definidos neste Submódulo e no
prazo estabelecido pela ANEEL, ou caso o laudo de ativos apresentado pela
permissionária não seja aprovado pela ANEEL, em virtude de qualidade técnica
insuficiente ou não conformidades apontadas em fiscalização, caberá a esta
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 51 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
arbitrar a base de remuneração a ser considerada na revisão tarifária em curso,
não constituindo tal fato a dispensa da permissionária em apresentar o laudo
posteriormente.
116. O laudo de ativos deverá ser protocolado na ANEEL, em até 120 dias antes da
data da revisão tarifária da permissionária.
117. A data-base do laudo de ativos deve ser o último dia do sexto mês anterior ao
mês da revisão tarifária de cada permissionária.
5.7.2. INFORMAÇÕES MÍNIMAS
118. O laudo de ativos deverá conter, no mínimo, as seguintes informações:
I. Caracterização do Sistema Elétrico
a) Medição: informar a quantidade de medidores de energia elétrica em serviço
(em número de unidades), individualizando-os quanto ao:
- nível de tensão em que se encontram instalados (BT ou MT);
- número de fases do instrumento (se monofásico, bifásico ou trifásico); e,
- local de aplicação (se em área urbana ou rural).
b) Redes de Distribuição: informar o comprimento da rede de energia elétrica
em serviço, projetada ao solo (em quilômetros – km) e a quantidade de
postes (em número de unidades) da rede de energia elétrica em serviço,
observando:
(1) para a rede de BT: apenas o número de postes que atendem à baixa
tensão (sem qualquer compartilhamento com outros níveis de tensão); e
(2) para a rede de MT: número total de postes que atendem à média tensão
(sejam eles exclusivos à MT ou compartilhados com a rede de BT).
As informações sobre o comprimento da rede e sobre a quantidade de
postes devem ser individualizadas quanto ao:
- nível de tensão em que se encontram instalados (BT, ou MT de 13,8 kV, ou
MT de 34,5 kV);
- número de fases da rede (se monofásica, bifásica ou trifásica); e,
- local de aplicação (se em área urbana ou rural).
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(Fls. 52 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
c) Equipamentos de Rede: informar a quantidade de transformadores de
distribuição (em número de unidades) da rede de energia elétrica em serviço
e suas correspondentes potências totais instaladas (em kVA).
Tais informações devem ser individualizadas quanto ao:
- nível de tensão em que se encontram instalados (13,8 kV ou 34,5 kV);
- número de fases do transformador (se monofásico, bifásico ou trifásico); e,
- local de aplicação (se em área urbana ou rural).
d) Linhas de distribuição: informar o comprimento da linha de distribuição de
energia elétrica em serviço, projetada ao solo (em quilômetros - km) e a
quantidade de estruturas (postes e/ou torres) (em número de unidades) da
linha de distribuição de energia elétrica em serviço.
As informações sobre o comprimento da linha de distribuição e sobre a
quantidade de estruturas (postes e/ou torres) devem ser individualizadas
quanto ao:
- nível de tensão em que se encontram instalados (69 kV ou superior a 69
kV);
- número de circuitos da linha (isto é, circuito simples ou circuito duplo); e,
- local de aplicação (se em área urbana ou rural).
e) Subestações: informar a quantidade de subestações transformadoras (em
número de unidades), em função do porte das mesmas, a quantidade total
de transformadores de potência (em número de unidades) e sua
correspondente potência total instalada (em MVA), a quantidade total de
bancos de capacitores (em número de unidades) e sua correspondente
potência total instalada (em MVAR), e a quantidade de disjuntores (em
número de unidades).
Tais informações devem ser individualizadas quanto:
- ao maior nível de tensão da subestação (34,5 kV; 69 kV ou 138 kV);
- à relação de transformação (34,5/13,8kV ; 69/34,5kV ou 69/13,8kV;
138/69kV ou 138/34,5kV ou 138/13,8kV);
- ao nível de tensão do local de instalação do banco de capacitor (13,8kV,
34,5kV; 69kV ou 138kV); e,
- ao nível de tensão do local de instalação do disjuntor (13,8kV, 34,5kV; 69kV
ou 138kV).
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(Fls. 53 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
f) Geração Associada: nome da usina; localização da usina; tipo de usina:
usina hidroelétrica / usina termoelétrica / outras; e potência total instalada
(MW ou kW), energia firme (MW), demanda máxima;
g) Para todas as informações referentes à caracterização do sistema elétrico,
caso o nível de tensão existente na permissionária seja diferente do
solicitado, considerar o nível de tensão imediatamente superior para fins de
lançamento das informações. Exemplos: (1) se a tensão nominal for de 11,4
kV, considerar como sendo de 13,8 kV; (2) se a tensão nominal for de 23,1
kV, considerar como sendo de 34,5 kV; e (3) se a tensão nominal for de 44
kV, considerar como sendo de 69 kV.
II. Apresentação das informações
119. Apresentar as informações de acordo com o modelo disponível em meio
eletrônico no sítio da ANEEL, conforme Anexo I deste Submódulo.
6. CUSTO DE CAPITAL
120. Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Médio
Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), sendo
expresso pela seguinte fórmula:
𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶= (𝑃𝑉 ⁄ ) ∙𝑟𝑝+ (𝐷𝑉 ⁄ ) ∙𝑟𝑑 (18)
onde:
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais;
rP: custo do capital próprio nominal;
rD: custo da dívida nominal;
P: capital próprio;
D: capital de terceiros ou dívida; e
V: soma do capital próprio e de terceiros
121. O resultado final é mostrado na tabela a seguir:
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(Fls. 54 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
Tabela 15: Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC

Componente Fórmula Valor
Estrutura de Capital

Capital Próprio (P/V) 93%
Capital de Terceiros (D/V) 7%
Custo de Capital Próprio
Custo de capital próprio nominal rP 9,54%
Inflação 5,72%
Custo de capital próprio real 3,62%
Custo de Capital de Terceiros
Custo de dívida nominal rD 12,00%
Custo de dívida real 5,82%
Custo Médio Ponderado

WACC nominal depois de impostos rWACC 9,71%
WACC real depois de impostos rWACC 3,77%
7. FATOR X
122. O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e
despesas eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha
ao longo do ciclo tarifário.
123. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária
periódica busca defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade,
compatíveis com o nível de crescimento do mercado, do número de unidades
consumidoras, além de promover uma transição da Parcela B.
124. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por dois componentes,
conforme fórmula abaixo:
𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑋= 𝑃𝑑+ 𝑇 (18)
onde:
= Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; e
𝑃𝑑
= Trajetória de Parcela B.
𝑇
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(Fls. 55 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
125. Os componentes Pd e T serão definidos "ex-ante", ou seja, no momento da
revisão tarifária.
7.1. COMPONENTE DE GANHOS DE PRODUTIVIDADE DA ATIVIDADE DE
DISTRIBUIÇÃO – Pd
126. O Componente Pd do Fator X contempla os ganhos de produtividade potenciais
associados à distribuição de energia elétrica, sendo adotado o valor de 1,15%
a.a.
7.2. TRAJETÓRIA DE EFICIÊNCIA PARA A PARCELA B – T
127. O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na
definição da Parcela B.
128. Quando o valor da Parcela B definido no 1CRTP-P estiver contido no intervalo
de +/- 30,0% (mais ou menos trinta por cento) em relação à Parcela B definida
no último processo tarifário, não haverá aplicação do componente T.
129. Caso contrário, o reposicionamento tarifário será limitado a +/- 30% e a diferença
será incorporada no Componente T, conforme a fórmula abaixo.
−√VPB 𝑁
𝑇= (1 ) (19)
VPB′
onde:
𝑁: número de reajustes entre duas revisões tarifárias sucessivas;
VPB: Valor da Parcela B para fins de reposicionamento tarifário; e
VPB': Valor da Parcela B.
130. O valor do Componente T será limitado a +/- 2,0% (mais ou menos dois por
cento).
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(Fls. 56 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
8. PERDAS DE ENERGIA
131. As perdas de energia são classificadas em perdas técnicas e não técnicas, e
possuem período de apuração anual. A metodologia consiste em definir limites
de perdas regulatórias admissíveis no momento da revisão tarifária, aplicáveis
aos reajustes subsequentes.
132. As Perdas Técnicas correspondem à parcela das perdas na distribuição
inerente ao processo de transporte, transformação de tensão e medição da
energia na rede da concessionária, expressa em megawatt-hora (MWh).
133. As Perdas Não Técnicas representam todas as demais perdas associadas à
distribuição de energia elétrica, tais como furtos de energia, erros de medição,
erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de
medição, etc. Corresponde à diferença entre as Perdas na Distribuição e as
Perdas Técnicas, em megawatt-hora (MWh).
134. O limite de perdas regulatórias admissíveis é um valor fixo definido para todo o
ciclo de revisão tarifária, obtido com base no histórico das perdas de energia
verificadas e na avaliação das perdas de energia da permissionária. A avaliação
das perdas de energia pode ser realizada através da aplicação de um
Procedimento Simplificado ou através da aplicação da metodologia de Cálculo
das Perdas na Distribuição, conforme estabelecido no Módulo 7 dos
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional
– PRODIST.
135. O Procedimento Simplificado de Avaliação das Perdas é o método padrão a ser
aplicado às permissionárias. Nesse procedimento, a avaliação das perdas de
energia é realizada através da aplicação de percentuais de referência de perdas
regulatórias ao sistema de distribuição da permissionária, somando-se as perdas
percentuais no sistema de alta tensão, quando aplicável, calculadas conforme
disposto no Módulo 7 do PRODIST.
136. A Tabela abaixo apresenta os percentuais de referência de perdas técnicas por
segmento com base na energia que circula no mesmo e de perdas não técnicas
sobre o mercado de baixa tensão para aplicação do Procedimento Simplificado
de avaliação das perdas.
Tabela 16 - Percentuais de Referência de Perdas Técnicas por Segmento e Perdas Não
Técnicas sobre o Mercado de Baixa Tensão
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(Fls. 57 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
Perdas Técnicas percentuais sobre a energia que circula no segmento Perdas Não Técnicas
sobre o Mercado de
Baixa Tensão
Alimentadores Transformadores Circuitos
MT MT/BT BT Medidores Ramais
Percentuais de

referência para o 3,89% 4,18% 2,09% 0,53% 0,22%
2,36%
segmento
137. A aplicação do Procedimento Simplificado de Avaliação das Perdas se dá com
base na configuração do sistema da permissionária e nas energias injetadas e
fornecidas em cada nível de tensão, construindo-se assim o Diagrama Unifilar
Simplificado da permissionária. Em seguida, são aplicados os percentuais
constantes da Tabela 16 na configuração do sistema de distribuição da
permissionária e obtidas as perdas de energia em cada segmento. A essas
perdas são adicionadas as perdas no sistema de alta tensão da permissionária,
quando aplicável, obtendo-se o Valor de Referência de Perdas Regulatórias.
138. O limite de perdas regulatórias admissíveis será o menor entre o Valor de
Referência de Perdas Regulatórias e o montante mínimo de perdas na
distribuição verificado no histórico da permissionária.
139. É facultado à permissionária que apresente o menor valor de perdas na
distribuição obtido de seu histórico superior ao Valor de Referência de Perdas
Regulatórias, a avaliação das perdas de energia pela aplicação da metodologia
de Cálculo das Perdas na Distribuição, conforme estabelecido no Módulo 7 do
PRODIST. Nesse caso, a perda não técnica sobre o mercado de baixa tensão é
definida como o menor valor entre o calculado pela referida metodologia,
aplicado ao histórico de perdas da permissionária, e o valor de referência de
perdas não técnicas na Tabela 16.
9. OUTRAS RECEITAS
140. Os valores de outras receitas capturados na revisão tarifária serão calculados
conforme Submódulo 2.7 do PRORET.
10. GERAÇÃO PRÓPRIA DE ENERGIA
141. Na revisão tarifária periódica será definido o Valor da Geração Própria – VGP,
em R$/MWh, que consiste no valor regulatório para a cobertura dos custos
operacionais e dos custos de capital referentes aos ativos de geração própria da
permissionária.
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(Fls. 58 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
142. Os custos operacionais referem-se às despesas com pessoal, material, serviço
de terceiros e outros, e os custos do capital contemplam a remuneração do
capital (remuneração líquida mais impostos) e a quota de reintegração dos
investimentos (amortização e depreciação).
143. Os custos referentes aos ativos de geração própria da permissionária estão
associados a um montante de geração de energia de referência, denominado
Montante de Geração Própria – MGP, definido em MWh.
144. O VGP será calculado pelo método do Fluxo de Caixa Descontado – FCD, que
consiste em igualar o valor presente dos fluxos de receita e despesas dos ativos
de geração de energia da permissionária estimados para o ciclo tarifário,
conforme definido no contrato de permissão.
145. O VGP definido na revisão tarifária será atualizado nos reajustes tarifários anuais
pela variação acumulada do IPCA.
146. Os custos da geração própria devem compor a Parcela A da receita das
permissionárias, no item energia comprada para a revenda, pela multiplicação
do VGP vigente pelo MGP definido na revisão.
10.1. VALOR DA GERAÇÃO PRÓPRIA (VGP)
147. O VGP será calculado mediante a aplicação da equação abaixo:
𝑛 𝑅𝑖 𝑛 𝑄𝑅𝑅𝑖+𝑅𝐶𝑖+𝐶𝑂𝑖
∑ = ∑ (20)
𝑖=1 𝑖=1
𝑖 𝑖
(1+𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é) (1+𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é)
onde:
i: ano tarifário (1, 2, 3, 4 ou 5, sendo 1 o ano da revisão tarifária);
rWACCpré: Custo médio ponderado de capital real antes dos impostos, definido conforme
item 6 deste Submódulo – Custo de capital;
Ri: receita do ano tarifário i;
QRRi: quota de reintegração regulatória do ano tarifário i;
RCi: remuneração do capital do ano tarifário i; e
COi: custos operacionais do ano tarifário i.
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(Fls. 59 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
148. Os termos da equação (1) são assim definidos:
𝑅𝑖= 𝑀𝐺𝑃∗𝑉𝐺𝑃 (21)
𝐶𝑂𝑖= 𝑀𝐺𝑃∗𝜃 (22)
𝑄𝑅𝑅𝑖= 𝐵𝑅𝑅𝑏𝑖∗𝛿 (23)
𝑅𝐶𝑖= 𝐵𝑅𝑅𝑙𝑖∗𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é (24)
𝐵𝑅𝑅𝑙𝑖= 𝐵𝑅𝑅𝑙𝑖−1 −𝛿∗𝐵𝑅𝑅𝑏0 (𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑖> 1) (25)
onde:
VGP: valor da geração própria, em R$/MWh;
MGP: montante de geração própria, em MWh, definido conforme item 10.3;
θ: custo operacional, em R$/MWh, definido conforme item 10.2;
BRRb0: base de remuneração regulatória bruta dos ativos de geração própria, em R$,
referente ao ano da revisão, definida conforme item 5 deste Submódulo – Base de
remuneração;
δ: taxa média de depreciação dos ativos de geração própria, definida conforme item 5
deste Submódulo – Base de remuneração;
BRRli: base de remuneração regulatória líquida dos ativos de geração própria, em R$,
referente ao ano tarifário i, definida conforme item 5 deste Submódulo – Base de
remuneração; e
T: alíquota tributária marginal efetiva, definida conforme item 6 deste Submódulo –
Custo de capital.
10.2. CUSTOS OPERACIONAIS
149. Os custos operacionais associados aos ativos de geração própria de fonte
hidráulica serão definidos em função da potência instalada de cada usina, por
meio da aplicação da seguinte equação:
IPCAi
θ = {[exp(2,74 −0,417 ln(Pot) + 0,397)] + 1,24} ×
( IPCA11/2006) (26)
onde:
θ: custos operacionais em R$/MWh;
Exp: exponencial;
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(Fls. 60 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
Ln: logaritmo natural;
Pot: potência instalada, em MW;
IPCAi= Valor do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo do mês anterior à
data da revisão tarifária da permissionária i; e
IPCA11/2006= Valor do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo em 11/2006.
150. Os custos operacionais associados aos ativos de geração própria de fonte
térmica serão calculados considerando o porte e a tecnologia de cada usina, a
partir dos valores estabelecidos no Anexo IV da Resolução Normativa nº 427, de
22/2/2011, atualizados pela variação acumulada do IPCA até a data da revisão
tarifária da permissionária.
10.3. MONTANTE DE GERAÇÃO PRÓPRIA (MGP)
151. O Montante de Geração Própria – MGP será definido para cada permissionária
a partir da análise dos dados históricos da geração de energia elétrica que
constam do SAMP – Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado
para Regulação Econômica.
152. A análise dos dados históricos deverá observar fatores que influenciam o
comportamento da geração de energia elétrica da permissionária, como os
períodos de indisponibilidade das usinas, riscos hidrológicos, alterações na
capacidade instalada das usinas e outros, desde que devidamente comprovados
pelas permissionárias.
153. Os investimentos em geração própria realizados no ciclo tarifário que resultarem
aumento da capacidade de geração de energia elétrica da permissionária, serão
remunerados nos reajustes tarifários anuais pela aplicação do VGP vigente ao
montante de energia gerado adicionalmente ao MGP.
11. ANEXOS
154. A seguir são apresentados os seguintes anexos:
 Anexo I – Modelo de Laudo de Ativos; e
 Anexo II – Banco de Preços Referenciais.
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(Fls. 61 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
ANEXO I
Modelo de Laudo de Ativos
Qtde. Ativos
A T I V O Unid.
Urbano Rural
Medidores
Baixa Tensão (BT) - Tensão inferior a 1 kV
Monofásicos unid.
Bifásicos unid.
Trifásicos unid.
Média Tensão (MT) - Tensão de 13,8 kV
Trifásicos unid.
Redes de Distribuição
Baixa Tensão (BT) - Tensão inferior a 1 kV
Monofásica (extensão total: projeção no solo, em km) km
- Quantidade de postes com rede monofásica (exclusivos à BT) unid.
Bifásica (extensão total: projeção no solo, em km) km
- Quantidade de postes com rede bifásica (exclusivos à BT) unid.
Trifásica (extensão total: projeção no solo, em km) km
- Quantidade de postes com rede trifásica (exclusivos à BT) unid.
Média Tensão (MT) - Tensão de 13,8 kV
Monofásica (extensão total: projeção no solo, em km) km
- Quantidade de postes com rede monofásica (exclusivos à MT ou compartilhando BT) unid.
Bifásica (extensão total: projeção no solo, em km) km
- Quantidade de postes com rede bifásica (exclusivos à MT ou compartilhando BT) unid.
Trifásica (extensão total: projeção no solo, em km) km
- Quantidade de postes com rede trifásica (exclusivos à MT ou compartilhando BT) unid.
Média Tensão (MT) - Tensão de 34,5 kV
Monofásica (extensão total: projeção no solo, em km) km
- Quantidade de postes com rede monofásica (exclusivos à MT ou compartilhando BT) unid.
Bifásica (extensão total: projeção no solo, em km) km
- Quantidade de postes com rede bifásica (exclusivos à MT ou compartilhando BT) unid.
Trifásica (extensão total: projeção no solo, em km) km
- Quantidade de postes com rede trifásica (exclusivos à MT ou compartilhando BT) unid.
Equipamentos de Rede
Tensão primária de 13,8 kV
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(Fls. 62 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
Quantidade de Transformadores Monofásicos unid.
- Potência Monofásica instalada (total) kVA
Quantidade de Transformadores Bifásicos unid.
- Potência Bifásica instalada (total) kVA
Quantidade de Transformadores Trifásicos unid.
- Potência Trifásica instalada (total) kVA
Tensão primária de 34,5 kV
Quantidade de Transformadores Monofásicos unid.
- Potência Monofásica instalada (total) kVA
Quantidade de Transformadores Bifásicos unid.
- Potência Bifásica instalada (total) kVA
Quantidade de Transformadores Trifásicos unid.
- Potência Trifásica instalada (total) kVA
Linhas de Distribuição
Alta Tensão (AT) - Tensão de 69 kV
Circuito simples (linha trifásica / extensão total: projeção no solo, em km) km
- Quantidade de estruturas em circuito simples unid.
Circuito duplo (linha trifásica / extensão total: projeção no solo, em km) km
- Quantidade de estruturas em circuito duplo unid.
Alta Tensão (AT) - Tensão superior a 69 kV
Circuito simples (linha trifásica / extensão total: projeção no solo, em km) km
- Quantidade de estruturas em circuito simples unid.
Circuito duplo (linha trifásica / extensão total: projeção no solo, em km) km
- Quantidade de estruturas em circuito duplo unid.
Subestações Transformadoras
Tensão primária de 34,5 kV
Quantidade de Subestações
- Pequeno porte (1 transformador) unid.
- Médio porte (2 a 3 transformadores) unid.
- Grande porte (acima de 3 transformadores) unid.
Quantidade Total de Transformadores 34,5/13,8 kV unid.
- Potência instalada (total) MVA
Quantidade de Banco de Capacitores 34,5 kV unid.
- Potência instalada (total) MVAR
Quantidade de Banco de Capacitores 13,8 kV unid.
- Potência instalada (total) MVAR
Quantidade de Disjuntores 34,5 kV unid.
Quantidade de Disjuntores 13,8 kV unid.
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(Fls. 63 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
Tensão primária de 69 kV
Quantidade de Subestações
- Pequeno porte (1 transformador) unid.
- Médio porte (2 a 3 transformadores) unid.
- Grande porte (acima de 3 transformadores) unid.
Quantidade Total de Transformadores 69/34,5 kV unid.
- Potência instalada (total) MVA
Quantidade de Transformadores 69/13,8 kV unid.
- Potência instalada (total) MVA
Quantidade de Banco de Capacitores 69 kV unid.
- Potência instalada (total) MVAR
Quantidade de Banco de Capacitores 34,5 kV unid.
- Potência instalada (total) MVAR
Quantidade de Banco de Capacitores 13,8 kV unid.
- Potência instalada (total) MVAR
Quantidade de Disjuntores 69 kV unid.
Quantidade de Disjuntores 34,5 kV unid.
Quantidade de Disjuntores 13,8 kV unid.
Tensão primária de 138 kV
Quantidade de Subestações
- Pequeno porte (1 transformador) unid.
- Médio porte (2 a 3 transformadores) unid.
- Grande porte (acima de 3 transformadores) unid.
Quantidade Total de Transformadores 138/69kV unid.
- Potência instalada (total) MVA
Quantidade de Transformadores 138/34,5kV unid.
- Potência instalada (total) MVA
Quantidade de Transformadores 138/13,8kV unid.
- Potência instalada (total) MVA
Quantidade de Banco de Capacitores 138kV unid.
- Potência instalada (total) MVAR
Quantidade de Banco de Capacitores 69kV unid.
- Potência instalada (total) MVAR
Quantidade de Banco de Capacitores 34,5kV unid.
- Potência instalada (total) MVAR
Quantidade de Banco de Capacitores 13,8kV unid.
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(Fls. 64 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
- Potência instalada (total) MVAR
Quantidade de Disjuntores 138kV unid.
Quantidade de Disjuntores 69kV unid.
Quantidade de Disjuntores 34,5kV unid.
Quantidade de Disjuntores 13,8kV unid.
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(Fls. 65 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
ANEXO II
Banco de Preços Referenciais – Valores por Módulos
(Ref.: 09/2011)
Código

Descrição Módulo Unid. Valor (R$)
Módulo
Medidores

| MDC01 MEDIDOR DE ENERGIA MONOFÁSICO – BAIXA TENSÃO | unid. | 83,01 |
| --- | --- | --- |
| MDC02 MEDIDOR DE ENERGIA BIFÁSICO – BAIXA TENSÃO | unid. | 222,22 |
| MDC03 MEDIDOR DE ENERGIA TRIFÁSICO – BAIXA TENSÃO | unid. | 265,38 |
| MDC04 MEDIDOR DE ENERGIA TRIFÁSICO – 13,8 kV | unid. | 1.875,34 |

Redes de Distribuição
CRC01 REDE DE DISTRIBUIÇÃO MONOFÁSICA EM BT – CONDUTOR km 3.346,17
CRC02 REDE DE DISTRIBUIÇÃO BIFÁSICA EM BT – CONDUTOR km 6.692,33
CRC03 REDE DE DISTRIBUIÇÃO TRIFÁSICA EM BT – CONDUTOR km 10.038,50
CRC04 REDE DE DISTRIBUIÇÃO MONOFÁSICA EM 13,8kV – CONDUTOR km 4.600,98
CRC05 REDE DE DISTRIBUIÇÃO BIFÁSICA EM 13,8kV – CONDUTOR km 9.201,96
CRC06 REDE DE DISTRIBUIÇÃO TRIFÁSICA EM 13,8kV – CONDUTOR km 13.802,94
CRC07 REDE DE DISTRIBUIÇÃO MONOFÁSICA EM 34,5kV – CONDUTOR km 5.019,25
CRC08 REDE DE DISTRIBUIÇÃO BIFÁSICA EM 34,5kV – CONDUTOR km 10.038,50
CRC09 REDE DE DISTRIBUIÇÃO TRIFÁSICA EM 34,5kV – CONDUTOR km 15.057,75

| PSC01 REDE DE DISTRIBUIÇÃO MONOFÁSICA EM BT – ESTRUTURA | unid. | 445,66 |
| --- | --- | --- |
| PSC02 REDE DE DISTRIBUIÇÃO BIFÁSICA EM BT – ESTRUTURA | unid. | 472,40 |
| PSC03 REDE DE DISTRIBUIÇÃO TRIFÁSICA EM BT – ESTRUTURA | unid. | 481,31 |
| PSC04 REDE DE DISTRIBUIÇÃO MONOFÁSICA EM 13,8kV – ESTRUTURA | unid. | 587,47 |
| PSC05 REDE DE DISTRIBUIÇÃO BIFÁSICA EM 13,8kV – ESTRUTURA | unid. | 646,22 |
| PSC06 REDE DE DISTRIBUIÇÃO TRIFÁSICA EM 13,8kV – ESTRUTURA | unid. | 675,59 |
| PSC07 REDE DE DISTRIBUIÇÃO MONOFÁSICA EM 34,5kV – ESTRUTURA | unid. | 619,71 |
| PSC08 REDE DE DISTRIBUIÇÃO BIFÁSICA EM 34,5kV – ESTRUTURA | unid. | 684,94 |
| PSC09 REDE DE DISTRIBUIÇÃO TRIFÁSICA EM 34,5kV – ESTRUTURA | unid. | 717,56 |

Equipamentos de Rede

| TDC01 TRANSFORMADOR DE REDE MONOFÁSICO - 13,8kV | kVA | y = -147,8ln(kVA) + 744,39 |
| --- | --- | --- |
| TDC02 TRANSFORMADOR DE REDE BIFÁSICO - 13,8kV | kVA | y = -153,5ln(kVA) + 791,15 |
| TDC03 TRANSFORMADOR DE REDE TRIFÁSICO - 13,8kV | kVA | y = -199,4ln(kVA) + 1027,5 |
| TDC04 TRANSFORMADOR DE REDE MONOFÁSICO - 34,5kV | kVA | y = -158,1ln(kVA) + 796,5 |
| TDC05 TRANSFORMADOR DE REDE BIFÁSICO - 34,5kV | kVA | y = -164,3ln(kVA) + 846,53 |
| TDC06 TRANSFORMADOR DE REDE TRIFÁSICO - 34,5kV | kVA | y = -213,4ln(kVA) + 1099,4 |

Linhas de Distribuição
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 66 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
Código

Descrição Módulo Unid. Valor (R$)
Módulo
CLC01 CONDUTOR NU EM 69kV, CIRCUITO SIMPLES km 72.249,03

ESC01 ESTRUTURA EM 69kV, CIRCUITO SIMPLES unid. 15.474,79
CLC02 CONDUTOR NU EM 69kV, CIRCUITO DUPLO km 123.939,75

ESC02 ESTRUTURA EM 69kV, CIRCUITO DUPLO unid. 21.900,99
CLC03 CONDUTOR NU EM 138kV, CIRCUITO SIMPLES km 80.562,69

ESC03 ESTRUTURA EM 138kV, CIRCUITO SIMPLES unid. 18.772,72
CLC04 CONDUTOR NU EM 138kV, CIRCUITO DUPLO km 140.712,96

ESC04 ESTRUTURA EM 138kV, CIRCUITO DUPLO unid. 25.851,01
Subestações

| MIC01 INFRAESTRUTURA 34,5kV - PEQUENO PORTE | unid. | 359.869,72 |
| --- | --- | --- |
| MIC02 INFRAESTRUTURA 34,5kV - MÉDIO PORTE | unid. | 432.264,49 |
| MIC03 INFRAESTRUTURA 34,5kV - GRANDE PORTE | unid. | 504.659,27 |
| MIC04 INFRAESTRUTURA 69kV - PEQUENO PORTE | unid. | 359.869,72 |
| MIC05 INFRAESTRUTURA 69kV - MÉDIO PORTE | unid. | 432.264,49 |
| MIC06 INFRAESTRUTURA 69kV - GRANDE PORTE | unid. | 504.659,27 |
| MIC07 INFRAESTRUTURA 138kV - PEQUENO PORTE | unid. | 359.869,72 |
| MIC08 INFRAESTRUTURA 138kV - MÉDIO PORTE | unid. | 432.264,49 |
| MIC09 INFRAESTRUTURA 138kV - GRANDE PORTE | unid. | 504.659,27 |

y = -86,83*MVA2+
TFC01 TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 34,5/13,8kV MVA
40.509,16*MVA+24.077,25
y = -126,54*MVA2+
TFC02 TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 69/34,5kV MVA
59.027,63*MVA +35.084,00
y = -124,05*MVA2+
TFC03 TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 69/13,8kV MVA
57.870,22*MVA + 34.396,08
y = -40,43*MVA2+
TFC04 TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 138/69kV MVA
61.709,28*MVA + 41.721,59
y = -39,63*MVA2+
TFC05 TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 138/34,5kV MVA
60.475,09*MVA + 40.887,16
y = -38,82*MVA2+
TFC06 TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 138/13,8kV MVA
59.240,90*MVA + 40.052,73
y = -622,28*MVAR2+
BCC01 BANCO DE CAPACITORES EM 13,8kV MVAR
73.997,89*MVAR – 9.999,72
y = -700,07*MVAR2+
BCC02 BANCO DE CAPACITORES EM 34,5kV MVAR
83.247,63*MVAR – 11.249,68
y = -777,85*MVAR2+
BCC03 BANCO DE CAPACITORES EM 69kV MVAR
92.497,37*MVAR – 12.499,64
y = -742,07*MVAR2+
BCC04 BANCO DE CAPACITORES EM 138kV MVAR
95.017,20*MVAR – 13.079,02

COC01 CONEXÃO EM 13,8kV unid. 139.595,56
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 67 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
Código

Descrição Módulo Unid. Valor (R$)
Módulo

COC02 CONEXÃO EM 34,5kV unid. 158.731,05
COC03 CONEXÃO EM 69kV unid. 353.687,00
COC04 CONEXÃO EM 138kV unid. 500.919,67
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 68 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
A G Ê N C I A N A C I O N A L D E E N E R G I A
E L É T R I C A
Módulo 8: Permissionárias de Distribuição
S u b m ó d u l o 8 . 2
R E A J U S T E T A R I F Á R I O
A N U A L
Instrumento de Data de
Revisão Motivo da revisão
aprovação pela ANEEL Vigência
De
Primeira versão aprovada
Resolução Normativa nº
1.0 14/08/2014 a
(após realização da AP 111/2012) 621/2014
22/03/2015
Segunda versão aprovada
Resolução Normativa nº A partir de
1.1

(após realização da AP 59/2014) 652/2015 23/03/2015
terceira versão aprovada
Resolução Normativa A partir de
1.2

(após realização da AP 62/2015) nºXXX/2015 XXX/03/2016
Proret
Procedim entos de
Regulação Tarifária
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(Fls. 69 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
ÍNDICE
1. OBJETIVO ....................................................................................................................................................70
2. ABRANGÊNCIA ..........................................................................................................................................70
3. REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL – RTA ...................................................................................................70
3.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS DO PROCESSO DE REAJUSTE TARIFÁRIO .................................................71
3.2. RECEITA ANUAL – RA0 ................................................................................................................................72
3.3. VALOR DA PARCELA A NA DATA DE REFERÊNCIA ANTERIOR (DRA) .............................................73
3.4. VALOR DA PARCELA "A" NA DATA DO REAJUSTE EM PROCESSAMENTO (DRP) ........................74
3.5. CUSTO DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA COMPRADA .................................................................................74
3.5.1. CONTRATO DE SUPRIMENTO ..................................................................................................................76
3.5.2. GERAÇÃO PRÓPRIA....................................................................................................................................77
3.5.3. LEILÕES E GERAÇÃO DISTRIBUÍDA POR CHAMADA PÚBLICA ......................................................78
3.5.4. GERAÇÃO DISTRIBUÍDA DECORRENTE DE DESVERTICALIZAÇÃO E LICITAÇÃO PÚBLICA
PROMOVIDA PELA PERMISSIONÁRIA. ............................................................................................................78
3.5.5. COTAS DAS USINAS RENOVADAS NOS TERMOS DA LEI 12.783/13 E CENTRAIS GERADORAS
ANGRA 1 e 2 ............................................................................................................................................................78
3.5.6. PROINFA ......................................................................................................................................................79
3.6. CUSTO DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ..................................................................................................79
3.6.1. USO DAS INSTALAÇÕES DE DISTRIBUIÇÃO ........................................................................................80
3.6.2. USO DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO ........................................................................................81
3.6.3. CUSTOS RELATIVOS À CONEXÃO AO SISTEMA DE TRANSMISSÃO ..............................................82
3.6.4. CUSTOS RELATIVOS À CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÂO ..............................................82
3.7. ENCARGOS SETORIAIS ..............................................................................................................................83
3.7.1. CDE.................................................................................................................................................................83
3.7.2. PROINFA .......................................................................................................................................................84
3.7.3. TFSEE .............................................................................................................................................................84
3.7.4. P&D e PEE .....................................................................................................................................................84
3.7.5. ONS.................................................................................................................................................................85
3.7.6. CFURH ...........................................................................................................................................................85
3.7.7. ESS e EER ......................................................................................................................................................85
3.8. VALOR DA PARCELA "B" NA DATA DO REAJUSTE EM PROCESSAMENTO .....................................85
3.9. COMPONENTES FINANCEIROS ...................................................................................................................86
4. ÍNDICE DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL – IRT ..................................................................................88
5. RECÁLCULO DE REAJUSTE/REVISÃO DE ANOS ANTERIORES .........................................................89
6. DISPOSIÇÕES GERAIS ...............................................................................................................................90
7. FLUXOGRAMA DE CÁLCULO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL .................................................91
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(Fls. 70 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
1. OBJETIVO
1. Estabelecer os procedimentos gerais, bem como os critérios a serem utilizados
no cálculo do Reajuste Tarifário Anual (RTA) das permissionárias de serviço
público de distribuição de energia elétrica que optaram por não assinar o 1º
Termo Aditivo ao Contrato de Permissão, para os contratos de permissão
assinados após 2009, e 2º Termo Aditivo ao Contrato de Permissão, para os
demais contratos.
2. ABRANGÊNCIA
2. Os critérios e procedimentos definidos neste Submódulo são aplicáveis aos
reajustes tarifários anuais e, no que couber, às revisões tarifárias periódicas das
permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica que
optaram por não assinar o 1º Termo Aditivo ao Contrato de Permissão, para os
contratos de permissão assinados após 2009, e 2º Termo Aditivo ao Contrato de
Permissão, para os demais contratos
3. REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL – RTA
3. Nos reajustes tarifários anuais, as tarifas são reajustadas de acordo com as
disposições previstas nos contratos de permissão e com as normas e as Leis
referentes ao assunto.
4. O reajuste das tarifas econômicas é calculado mediante a aplicação, sobre as
tarifas homologadas na "Data de Referência Anterior", do Índice de Reajuste
Tarifário - IRT estabelecido no Contrato de Permissão, assim definido:
VPA1 + VPB0x(IVI ± X)
IRT = (1)
RA
Onde:
VPA1 = Valor da Parcela A na Data do Reajuste em Processamento (DRP)
VPB0 = Valor da Parcela B na Data de Referência Anterior (DRA)
IVI = Índice de variação da inflação (IPCA)
X = Fator X
RA = Receita de Referência na Data do Reajuste Anterior (DRA)
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(Fls. 71 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
5. O IRT é dado pela razão entre o somatório do Valor da Parcela A (VPA) e do
Valor da Parcela B (VPB), ambos atualizados para a "Data do Reajuste em
Processamento" - DRP, e a Receita de Referência (RA), na "Data de Referência
Anterior" – DRA.
6. O VPA corresponde à parcela da receita da permissionária, formada pelos custos
de geração e transmissão de energia e dos encargos setoriais previstos em
legislação, e o VPB corresponde aos custos próprios da atividade de distribuição.
7. As despesas formadoras do VPA são atualizadas para a data do reajuste em
processamento, de acordo com regra própria de atualização do Contrato de
Permissão.
8. O VPB é atualizado para a data do reajuste em processamento pelo Índice
Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA. A correção da Parcela "B"
ainda depende do "Fator X", fixado na revisão tarifária periódica.
9. O reajuste tarifário também compreende o cálculo dos Componentes
Financeiros, que são acrescentados ou subtraídos das tarifas finais pagas pelos
consumidores para compensação nos 12 (doze) meses subsequentes ao
reajuste tarifário em processamento.
3.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS DO PROCESSO DE REAJUSTE TARIFÁRIO
10. O "Mercado de Referência" registrado no Sistema de Acompanhamento de
Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP, referente ao
"Período de Referência" do reajuste em processamento, deve ser objeto de
detalhada conferência por parte da distribuidora, de modo que sejam
regularizadas eventuais inconsistências até o quadragésimo quinto dia anterior
à data do reajuste tarifário anual (D-45).
11. Observado esse mesmo prazo de quarenta e cinco dias da data do reajuste em
processamento (D-45), a distribuidora, quando acessante, deve encaminhar à
ANEEL, por meio eletrônico, cópia dos Contratos de Uso do Sistema de
Distribuição ou respectivos Aditivos relativos ao "Período de Referência" do
reajuste em processamento, juntamente com cópia das correspondentes faturas
mensais, para fins de avaliação dos montantes contratados e consequente
consideração no cálculo da cobertura tarifária desse custo de transmissão.
12. O prazo estabelecido para regularização das informações de mercado no SAMP
e para envio dos documentos referentes ao CUSD não exime a distribuidora da
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(Fls. 72 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
responsabilidade de fornecer, nos prazos indicados, outras informações,
planilhas e documentos pertinentes ao cálculo tarifário, que venham a ser
requeridos pela ANEEL.
13. A Memória de Cálculo do Reajuste Tarifário Anual (RTA), depois de homologado
pela Diretoria da ANEEL, ficará disponível, para conhecimento da sociedade, no
sítio da ANEEL na internet.
3.2. RECEITA ANUAL – RA0
14. A Receita Anual (RA), também denominada "Receita de Referência", é definida
como a Receita Anual de Fornecimento, Suprimento, Consumo de Energia
Elétrica e Uso dos Sistemas de Distribuição, calculada com base nas tarifas
econômicas homologadas na "Data de Referência Anterior" e o "Mercado de
Referência", portanto, excluídos o PIS/PASEP, a COFINS, o ICMS e os
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico.
15. O "Mercado de Referência" corresponde os montantes de energia elétrica, de
demanda de potência e de uso do sistema de distribuição, faturados no "Período
de Referência" a outras distribuidoras, consumidores, autoprodutores e centrais
geradoras que façam uso do mesmo ponto de conexão para importar ou injetar
energia elétrica, bem como pelos montantes de demanda de potência contratada
pelos demais geradores para uso do sistema de distribuição.
16. O "Período de Referência" compreende o ciclo de 12 (doze) meses anteriores ao
mês do reajuste em processamento.
17. As informações necessárias ao cálculo da RA serão obtidas por meio do Sistema
de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica –
SAMP, a partir dos montantes discriminados nas faturas mensais emitidas pelas
distribuidoras, segundo o regime de competência.
18. Na apuração da RA, serão utilizadas as tarifas econômicas homologadas na
"Data de Referência Anterior", com seu valor integral ou com desconto, de modo
idêntico ao critério adotado na última revisão tarifária da distribuidora ou no
processo de regularização, no caso de se tratar de reajuste tarifário anterior à
primeira revisão tarifária.
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(Fls. 73 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
19. A informação relativa ao mercado faturado no último mês do "Período de
Referência" será estimada, repetindo-se os montantes realizados no mês
imediatamente anterior, podendo os valores do penúltimo mês, se provisórios,
serem alterados uma única vez até o trigésimo dia anterior à data de aniversário
contratual da distribuidora.
20. Caso a permissionária possua mercado faturado referente à venda de energia
elétrica a consumidores cativos, a valores inferiores aos homologados pela
ANEEL, esse mercado deverá ser considerado na formação da RA, utilizandose a respectiva tarifa econômica com seu valor integral, vedada a concessão de
ajustes compensatórios futuros em relação a esse mercado.
21. Ressalvado o caso a que se refere o item precedente, se utilizadas tarifas com
seu valor integral na formação da RA, a perda de receita correspondente aos
descontos previstos na legislação, concedidos pela distribuidora nos 12 (doze)
meses subsequentes ao reajuste em processamento, será custeada com
recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, conforme
regulamento.
22. Se consideradas tarifas com desconto na formação da RA, quando previsto na
legislação pertinente, todas as tarifas da distribuidora serão suficientemente
majoradas para suprir a perda de receita relativa aos subsídios tarifários
concedidos pela distribuidora nos 12 (doze) meses subsequentes ao do reajuste
em processamento, vedada a concessão de ajustes compensatórios futuros em
decorrência de eventuais variações de mercado.
23. Quando forem utilizadas tarifas com desconto para o mercado da Subclasse
Residencial Baixa Renda na apuração da RA, a este valor deve ser adicionado
o montante anual da subvenção econômica oriunda da Conta de
Desenvolvimento Energético (CDE), homologado pela ANEEL no "Período de
Referência".
24. Caso algum valor mensal da referida subvenção esteja pendente de aprovação
até o trigésimo dia anterior à data de aniversário contratual da distribuidora, este
deverá ser estimado, repetindo-se o valor do mês imediatamente anterior que
tiver sido homologado pela ANEEL.
3.3. VALOR DA PARCELA "A" NA DATA DE REFERÊNCIA ANTERIOR (DRA)
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 74 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
25. O VPA, considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior",
será calculado aplicando-se os componentes tarifários de Parcela A, vigentes na
"Data de Referência Anterior", ao "Mercado de Referência".
26. Até que se adote o procedimento de definição de Estrutura Tarifária previsto no
Submódulo 8.3 do PRORET, o VPA, na "Data de Referência Anterior", será
calculado aplicando-se sobre a RA a participação percentual da Parcela A na
receita econômica do último processo tarifário.
3.4. VALOR DA PARCELA "A" NA DATA DO REAJUSTE EM PROCESSAMENTO
(DRP)
27. O VPA considerando as condições vigentes na "Data do Reajuste em
Processamento" e o "Mercado de Referência", é calculado da seguinte forma:
i. Para a energia elétrica comprada: o preço médio de repasse dos contratos
vigentes na data de aniversário do reajuste, aplicado ao montante de energia
elétrica comprada para atendimento do "Mercado de Referência";
ii. Para a conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição: o valor
vigente do custo de conexão na data de aniversário do reajuste e os
montantes de demanda de potência faturados no "período de referência",
valorados pelas respectivas tarifas vigentes na "Data do Reajuste em
Processamento", para o uso;
iii. Para os encargos setoriais: os valores vigentes na "Data do Reajuste em
Processamento".
28. A cobertura tarifária de cada item de custo da Parcela A, na "Data do Reajuste
em Processamento", será obtida conforme os procedimentos descritos a seguir.
3.5. CUSTO DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA COMPRADA
29. O custo de aquisição de energia elétrica, na DRP, será calculado conforme
fórmula a seguir:
CEDRP = TMEC × [ ERDRP −ECPROINFA] (2)
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(Fls. 75 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
onde:
CE_DRP: Custo com aquisição de energia e geração própria, em R$. ;
TM_EC: Tarifa média de repasse dos contratos de compra de energia, expresso em
R$/MWh, na DRP, conforme equação (3);
ER_DRP: Energia requerida, expressa em MWh, para atender à carga regulatória da
permissionária na DRP, conforme equação (4); e
EC_PROINFA: Energia proveniente do PROINFA, em MWh, calculada conforme
Seção 3.5.6. deste Submódulo.
30. O cálculo da Tarifa Média de Repasse é dado por:
∑ n CEi
i=1
TMEC = (3)
∑ n ECi
i=1
onde:
CE i: Custo com a aquisição da energia do contrato i, em R$, nos 12 (doze) meses
subsequentes à data de realização do processo tarifário, calculado conforme Seções
3.5.1., 3.5.2., 3.5.3., 3.5.4., 3.5.5;
EC i: Energia proveniente do contrato i, em MWh, para entrega nos 12 (doze) meses
subsequentes à data de realização do processo tarifário; e
n: número de contratos.
31. A Energia Requerida é calculada da seguinte forma:
ERDRP = EV + PRTDRP (4)
onde:
EV: Energia vendida pela permissionária, no período de referência, para atendimento
do mercado cativo, consumo próprio e suprimento às permissionárias de distribuição,
em MWh; e
PRT_DRP: Perda regulatória total, em MWh, obtida pela soma das perdas técnicas e
não técnicas e, quando cabíveis, das perdas na rede básica.
32. As perdas elétricas regulatórias, na DRP, obtidas pela soma das perdas técnicas
e não técnicas e das perdas na rede básica, serão calculadas da seguinte
maneira:
a. Para as perdas elétricas do sistema de distribuição, as quais se subdividem
em técnicas e não técnicas: tratamento a elas estabelecido na Revisão
Tarifária Periódica ou no processo de regularização, no caso de se tratar
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(Fls. 76 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
de reajuste tarifário anterior à primeira revisão tarifária, conforme
procedimento de cálculo detalhado na Seção 7.1 do Submódulo 3.2 do
PRORET; e
b. Para as perdas na Rede Básica: valores calculados a partir dos limites
regulatórios estabelecidos na DRP, conforme detalhado na Seção 7.1 do
Submódulo 3.2 do PRORET, quando devido.
3.5.1. CONTRATO DE SUPRIMENTO
33. O Contrato de suprimento se refere à energia comercializada pelo atual agente
supridor com a permissionária.
34. O cálculo do custo com aquisição de energia dos Contratos de Suprimento, nos
12 (meses) subsequentes à data de realização do processo tarifário, obedecerá
à seguinte fórmula:
n
CESuprimento = ∑(ECSuprimentoi X PRSuprimentoi) (5)
i=1
onde:
EC_Suprimento i: Montante de energia adquirida do Contrato de Suprimento i, em MWh,
para entrega nos 12 (doze) meses subsequentes à data de realização do processo
tarifário;
PR_Suprimento i: Preço de repasse do contrato de suprimento i, em R$/MWh; e
n: n° de contratos de suprimento.
35. O preço de repasse dos Contratos de Suprimento será calculado aplicando-se
sobre a tarifa de suprimento, em R$/MWh, estabelecida no último processo
tarifário da supridora, o percentual de desconto definido:
a. Na última revisão tarifária, conforme procedimento estabelecido no
Submódulo 8.1; ou
b. No processo de regularização, quando se tratar de processo de reajuste
anterior à primeira revisão tarifária, conforme procedimento estabelecido no
Submódulo 8.1.
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(Fls. 77 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
36. Na fixação do montante de energia adquirida para entrega nos próximos 12
meses, serão observados os critérios de contratação estabelecidos no
Submódulo 11.1 do Módulo 11 do PRORET.
3.5.2. GERAÇÃO PRÓPRIA
37. Refere-se à energia proveniente dos empreendimentos de geração própria das
permissionárias de distribuição de energia elétrica.
38. O cálculo do custo com aquisição de energia proveniente de empreendimentos
de geração própria, quando devido, nos 12 (doze) meses subsequentes à
realização do processo tarifário, será obtido conforme fórmula a seguir:
n
CEGP = ∑(PRGPi,j × ECGPi) (6)
i=1
onde:
PRGP i,j: Preço de repasse da Geração Própria i, na data j, expressa em R$/MWh,
calculado conforme equação (10);
EC_GP: Montante de energia da Geração Própria i, expresso em MWh; e
n: n° de contratos de geração própria.
39. O montante de energia da Geração Própria "i" será igual ao montante declarado
no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação
Econômica – SAMP nos últimos 12 meses.
40. O preço de repasse da Geração Própria será definido na revisão tarifária da
permissionária, e o valor utilizado nos reajustes tarifários subsequentes será
reajustado pelo IPCA, conforme a seguinte fórmula:
IVj
PRGPj = PRGPo × (7)
IV0
onde:
PRGPj: Preço de Repasse da Geração Própria no mês da data do reajuste tarifário em
processamento;
PRGP0: Preço de Repasse definido na última revisão tarifária, em R$/MWh;
IV0: Número Índice do IPCA referente ao mês anterior à data da última revisão tarifária;
e
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(Fls. 78 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
IVj: Número Índice do IPCA referente ao mês anterior à data do reajuste tarifário em
processamento.
Caso não haja um preço definido na revisão periódica, o preço de repasse de
Geração Própria será considerado zero.
3.5.3. LEILÕES E GERAÇÃO DISTRIBUÍDA POR CHAMADA PÚBLICA
41. Refere-se à despesa com aquisição de energia dos contratos de que trata o
caput do art. 36 do Decreto n° 5.163, de 2004 (CCEAR de novos
empreendimentos, CCEAR de empreendimentos de geração existente, CCEAR
de fontes alternativas, Leilão de Ajuste e Geração Distribuída por chamada
pública).
42. O custo com a aquisição de energia proveniente desses contratos, quando
contratado pela permissionária, será calculado conforme metodologias
estabelecidas no Módulo 3 do PRORET, no que couber para as permissionárias,
e nas regras de contratação e de preço de repasse estabelecidas no Submódulo
10.1 do Módulo 10 do PRORET.
3.5.4. GERAÇÃO DISTRIBUÍDA DECORRENTE DE DESVERTICALIZAÇÃO E
LICITAÇÃO PÚBLICA PROMOVIDA PELA PERMISSIONÁRIA.
43. Refere-se à despesa com aquisição de energia proveniente de Geração
Distribuída decorrente de desverticalização, conforme dispõe a Lei n° 10.848, de
2004, e de contratos oriundos de licitação pública realizada pela permissionária.
44. O custo com a aquisição de energia proveniente desses contratos, quando
contratados pela permissionária, será calculado conforme metodologias
estabelecidas na Seção 5.5 do Submódulo 3.2 do Módulo 3 do PRORET, no que
couber para as permissionárias, e nas regras de contratação e de preço de
repasse estabelecidas no Submódulo 10.1 do Módulo 11 do PRORET.
3.5.5. COTAS DAS USINAS RENOVADAS NOS TERMOS DA LEI Nº 12.783/13 E
CENTRAIS GERADORAS ANGRA 1 e 2
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(Fls. 79 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
45. Refere-se à despesa com aquisição de energia decorrente do rateio da garantia
física e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos
da Lei n° 12.783, de 2013, e das centrais geradoras Angra 1 e 2.
46. O custo com a aquisição de energia proveniente das cotas das usinas renovadas
e das centrais geradoras Angra 1 e 2, quando adquirida pela permissionária, será
calculado conforme metodologias estabelecidas nas Seção 5.4 e 5.3 do
Submódulo 3.2 do Módulo 3 do PRORET, respectivamente, no que couber para
as permissionárias.
3.5.6. PROINFA
47. Refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
48. O montante de energia do PROINFA, referente aos 12 meses subsequentes à
data do reajuste em processamento, corresponderá à última quota anual de
energia elétrica homologada pela ANEEL para a respectiva permissionária.
3.6. CUSTO DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA
49. Os custos com transmissão de energia elétrica são aqueles relacionados ao
transporte da energia desde as unidades geradoras até os sistemas de
distribuição, sendo compostos pelos seguintes itens: i. Uso das instalações de
distribuição; ii. Uso das instalações de transmissão; e iii. Conexão às redes de
distribuição e transmissão, quando cabível.
50. Os riscos inerentes à contratação dos serviços de transmissão e de variação de
mercado são próprios das atividades da permissionária, sendo vedada a
consideração de ajustes compensatórios posteriores em decorrência do
surgimento de novos custos dessa natureza no período de referência, haja vista
o regime regulatório de serviço pelo preço e a inexistência de previsão de
neutralidade para os custos de transmissão de energia no contrato de permissão.
51. Os custos de transmissão de energia, embora sejam devidos os seus
pagamentos às transmissoras ou distribuidoras acessadas desde a
disponibilização dos ativos, somente serão considerados no processo tarifário
da permissionária acessante a partir da efetiva utilização do serviço, sem efeitos
retroativos.
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(Fls. 80 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
3.6.1. USO DAS INSTALAÇÕES DE DISTRIBUIÇÃO
52. O custo com o uso das instalações de distribuição refere-se aos valores pagos
pelas permissionárias pelo uso das instalações de distribuição de outras
concessionárias e/ou permissionárias.
53. A cobertura tarifária do custo de uso do sistema de distribuição, quando
contratado pela permissionária, será calculada com base nos Montantes de Usos
do Sistema de Distribuição (MUSD) contratados e na energia elétrica medida,
valorados pelas respectivas Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD)
vigentes na DRP, conforme a fórmula abaixo:
p
CSDDRP = ∑(MUSDP−p × TUSDP−p + MUSDFP−p × TUSDFP−p)
1
p
+ ∑(EMp X TUSDE−p) (8)
1
onde:
CSDDRP: custo de uso das instalações do sistema de distribuição;
MUSDFP-p: montante de uso do sistema de distribuição contratado no horário Fora Ponta
para o ponto de conexão p no período de referência, em kW;
MUSDP-p: montante de uso do sistema de distribuição contratado no horário Ponta para
o ponto de conexão p no período de referência, em kW;
TUSDFP-p: tarifa de uso do sistema de distribuição (TUSD) no horário Fora Ponta para o
nível de tensão do ponto de conexão p vigente na DRP, em R$/kW;
TUSDP-p: tarifa de uso do sistema de distribuição (TUSD) no horário de Ponta para o
nível de tensão do ponto de conexão p vigente na DRP, em R$/kW;
EMp : energia medida no ponto de conexão p no período de referência, em MWh; e
TUSDE-p : tarifa de uso do sistema de distribuição (TUSD) para o nível de tensão do
ponto de conexão p vigente na DRP, em R$/MWh.
54. As Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição, relativas ao uso das instalações
do atual agente Supridor, serão calculadas aplicando-se sobre as tarifas de uso
de suprimento, vigentes na DRP, o percentual de desconto definido:
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(Fls. 81 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
a. Na última revisão tarifária, quando se tratar de processo de reajuste
posterior à primeira revisão tarifária, conforme procedimento estabelecido
no Submódulo 8.1, ou;
b. No processo de regularização, quando se tratar de processo de reajuste
anterior à primeira revisão tarifária, conforme procedimento no Submódulo
8.1 do PRORET.
3.6.2. USO DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
55. O custo com uso das instalações de transmissão refere-se aos valores pagos
pelas permissionárias pelo uso das instalações de transmissão de Rede Básica,
Rede Básica Fronteira e Demais Instalações de Transmissão – DIT do Sistema
Interligado Nacional (SIN).
56. A cobertura tarifária do custo de uso do sistema de transmissão, quando
contratada pela permissionária, será calculada com base nos Montantes de Usos
do sistema de Transmissão (MUST) contratados por ponto de conexão, para o
horário de ponta e fora de ponta, multiplicados pelas respectivas tarifas de uso
do sistema de transmissão (TUST) homologadas anualmente pela ANEEL.
57. O cálculo do custo do uso do sistema de transmissão seguirá a seguinte fórmula
de cálculo nos processos de reajustes das permissionárias:
p
CSTDRP = ∑[MUSTFP−p × (TUSTFP−RBp + TUSTFP− FRp) + MUSTP−p × (TUSTP−RBp + TUSTP−FRp)] (9)
1
onde:
CSTDRP: custo de uso do sistema de transmissão na DRP;
MUSTFP-p: montante de uso do sistema de transmissão contratado no horário Fora de
Ponta para o ponto de conexão p no período de referência do processo tarifário, em
MW;
MUSTP-p: montante de uso do sistema de transmissão contratado no horário de Ponta
para o ponto de conexão p no período de referência do processo tarifário, em MW;
TUSTFP-RBp: tarifa no horário Fora de Ponta para a Rede Básica no ponto de conexão p
vigente na DRP, em R$/MW;
TUSTFP-FRp: tarifa no horário Fora de Ponta para a Rede Básica de Fronteira no ponto
de conexão p vigente na data de reajuste, em R$/MW;
TUSTP-RBp:
tarifa no horário de Ponta para Rede Básica no ponto de conexão p vigente
na data de reajuste, em R$/MW;
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(Fls. 82 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
TUSTP-FRp: tarifa no horário de Ponta para Rede Básica de Fronteira no ponto de
conexão; e
p: pontos de conexão contratados conforme CUST.
58. Os MUSTs contratados são aqueles relativos ao "período de referência" e as
TUSTs às homologadas anualmente pela ANEEL por ponto de conexão.
59. Havendo parcelas de ajuste de fronteira, desde que passível de repasse às
tarifas da permissionária, o mesmo será incorporado ao custo de uso do sistema
de transmissão (𝐶𝑆𝑇𝐷𝑅𝑃), para fins de definição da cobertura tarifária final.
3.6.3. CUSTOS RELATIVOS À CONEXÃO AO SISTEMA DE TRANSMISSÃO
60. Os custos relativos à conexão referem-se à utilização das DITs de uso exclusivo
que não integram a rede básica. Essas instalações são disponibilizadas
diretamente às permissionárias pelas transmissoras, quando a permissionária
está conectada na Rede Básica, mediante celebração do contrato de conexão
ao sistema de transmissão (CCT).
61. Os custos de conexão reconhecidos na DRP, quando contratados pela
permissionária, corresponderão aos homologados pela ANEEL, atualizados para
a data do reajuste tarifário pelo índice de preço definido no respectivo contrato
de concessão de transmissão de energia elétrica.
62. Havendo parcela de ajuste de conexão homologada, esse valor, desde que
passível de repasse às tarifas da permissionária, será atualizado para a data do
reajuste em processamento e incorporado ao custo de conexão anual, para fins
de definição da cobertura tarifária anual.
3.6.4. CUSTOS RELATIVOS À CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÂO
63. Os custos relativos à rede de distribuição referem-se à utilização das instalações
de conexão pertencentes à outra distribuidora. Essas instalações são
disponibilizadas diretamente às permissionárias por outras distribuidoras,
mediante celebração do contrato de conexão às instalações de distribuição
(CCD).
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(Fls. 83 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
64. Os custos de conexão reconhecidos na DRP, quando contratados pela
permissionária, corresponderão aos estabelecidos no CCD, atualizados para a
data do reajuste tarifário pelo índice de preço definido no respectivo contrato de
conexão.
3.7. ENCARGOS SETORIAIS
65. Os encargos setoriais, instituídos por Lei, são custos não gerenciáveis
suportados pelas permissionárias de distribuição, cujo repasse aos
consumidores é decorrente da garantia do equilíbrio econômico financeiro
contratual.
66. Os encargos setoriais integrantes da Parcela A da permissionária são: (i) a Conta
de Desenvolvimento Energético – CDE; (ii) o Programa de Incentivo à Fontes
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; (iii) a Taxa de Fiscalização de
Serviços de Energia Elétrica – TFSEE; (iv) o encargo de Pesquisa e
Desenvolvimento - P&D e Programa de Eficiência Energética – PEE; (v) a
contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS; (vi) a Compensação
Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH; e (vii) os Encargos
de Serviços do Sistema - ESS e Encargo de Energia de Reserva – ERR.
3.7.1. CDE
67. A cobertura tarifária relativa à quota de custeio da CDE, na DRP, será calculada
pela multiplicação do mercado de energia da permissionária, em MWh, verificado
no período de referência, pelo custo da CDE, em R$/MWh, homologado para o
ano em curso, conforme fórmula a seguir:
CDEDRP = CUCDE × Mtotal(10)
onde:
CDEDRP: Quota de custeio da CDE, em R$, na DRP;
CUCDE: Custo da CDE, em R$/MWh, homologado pela ANEEL por meio de Resolução
específica para o ano em curso; e
Mtotal: Mercado de energia da permissionária, em MWh, verificado no período de
referência.
68. A quota anual de custeio da CDE, a ser paga a partir mês de competência
subsequente ao reajuste tarifário, será fixada na Resolução Homologatória do
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(Fls. 84 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
reajuste da permissionária igual ao valor da cobertura tarifária considerada na
definição de suas tarifas.
3.7.2. PROINFA
69. A cobertura tarifária relativa à quota de custeio do PROINFA, na DRP, será
calculada pela multiplicação do mercado de energia da permissionária, em MWh,
verificado no período de referência, descontado do montante das unidades
consumidores classificadas na Subclasse Residencial Baixa Renda, pelo custo
do PROINFA em R$/MWh, homologado pela ANEEL para o ano em curso,
conforme fórmula a seguir:
PROINFADRP = CUPROINFA × Mtotal−Baixa Renda(11)
onde:
PROINFADRP: Quota de custeio no PROINFA, em R$, na DRP;
CUPROINFA: custo do PROINFA, em R$/MWh, homologado pela ANEEL por meio de
Resolução para o ano em curso; e
Mtotal−Baixa Renda: mercado de energia da permissionária, em MWh, verificado no
período de referência, descontado da energia para atendimento das unidades
consumidoras classificadas na Subclasse Residencial Baixa Renda.
70. A quota anual de custeio do PROINFA, a ser paga a partir do segundo mês de
competência subsequente ao reajuste tarifário, será fixada na Resolução
Homologatória do reajuste da permissionária igual ao valor da cobertura tarifária
considerada na definição de suas tarifas.
3.7.3. TFSEE
71. A cobertura tarifária relativa à contribuição da TFSEE, na DRP, a ser paga a
partir do mês de competência subsequente ao reajuste tarifário, corresponderá
ao valor definido em Despacho específico da ANEEL.
3.7.4. P&D e PEE
72. A cobertura tarifária relativa aos encargos de P&D e PEE, na "Data do Reajuste
em Processamento", corresponderá a 1,0 % (um por cento) da Receita
Operacional Líquida regulatória, obtida pelo somatório da receita anual de
cobertura estabelecida no processo de reajuste, incluída os componentes
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(Fls. 85 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
financeiros, deduzidos os valores econômicos e financeiros relativos aos
encargos setoriais CDE, P&D e PEE.
3.7.5. ONS
73. A cobertura tarifária relativa à contribuição ao Operador Nacional do Sistema, na
DRP, corresponderá à contribuição anual estabelecida para a permissionária,
vigente na data do reajuste em processamento, estabelecida após aprovação do
orçamento anual do Operador Nacional do Sistema pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF.
3.7.6. CFURH
74. Para as permissionárias com Geração Própria, quando cabível a cobrança do
encargo, a cobertura tarifária relativa ao encargo setorial CFURH, na DRP,
corresponderá a 6,75% do montante de energia elétrica gerada de cada central
hidrelétrica, em MWh, multiplicado pela Tarifa Atualizada de Referência - TAR,
em R$/MWh, vigente na data do reajuste, conforme fórmula a seguir:
CFURHDRP = CUCFURH × Mtotal (12)
3.7.7. ESS e EER
75. A cobertura tarifária relativa ao ESS e EER corresponderá ao somatório das
previsões anuais definidas pela SRE, com base em informações fornecidas pela
Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG, conforme
Submódulo 5.4 do PRORET.
3.8. VALOR DA PARCELA "B" NA DATA DO REAJUSTE EM PROCESSAMENTO
76. O Valor da Parcela "B" (VPB1), considerando as condições vigentes na DRP,
será calculado da seguinte forma:
𝑉𝑃𝐵1 = 𝑉𝑃𝐵0 × (𝐼𝑉𝐼−𝑋) (13)
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(Fls. 86 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
onde:
VPB0: O Valor da Parcela "B" na DRA;
IVI : número índice obtido pela divisão do IPCA - Índice Nacional de Preços ao
Consumidor Amplo do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês
anterior à Data de Referência Anterior.
X: Valor do Fator X a ser subtraído do IPCA, ou IVI, com objetivo de compartilhar com
os usuários e consumidores da distribuidora os ganhos potenciais de eficiência
empresarial e da competitividade estimados para o período.
77. O Valor da Parcela "B" (VPB0) na DRA, considerando-se as condições vigentes
na DRA e o Mercado de Referência, é calculado da seguinte forma:
𝑉𝑃𝐵0 = 𝑅𝐴− 𝑉𝑃𝐴0 (14)
onde:
RA: Receita Anual na DRA, e
VPA0: Valor da Parcela "A", nas condições vigentes na Data de Referência Anterior
(DRA).
78. O valor do Fator X a ser aplicado nos Reajustes Tarifários Anuais será obtido
conforme metodologia de cálculo estabelecida no Submódulo 8.1 – Revisão
Tarifária Periódica do Módulo 8 – Permissionárias ou conforme tratamento
estabelecido no processo de regularização da permissionária, quando se tratar
de reajuste tarifário anterior à primeira revisão tarifária.
79. Caso o IPCA do último mês do Período de Referência não tenha sido divulgado
oficialmente pela FGV ou pelo IBGE, até o 10º (décimo) dia anterior à DRP, será
considerado para aquele mês a projeção mais recente do respectivo índice
(média mensal), informada no Sistema de Expectativas de Mercado do Banco
Central do Brasil (Focus), disponível para consulta na internet (www.bcb.gov.br).
3.9. COMPONENTES FINANCEIROS
80. Os componentes financeiros serão apurados anualmente e acrescentados ou
subtraídos das tarifas finais pagas pelos consumidores para compensação nos
12 (doze) meses subsequentes ao reajuste tarifário em processamento.
81. Ressalta-se que, para as permissionárias, não há previsão legal para a
realização de ajustes compensatórios posteriores relativos à variação de valores
dos itens da Parcela A entre as datas de realização dos processos tarifários, a
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(Fls. 87 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
exemplo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens de Parcela
A – CVA, estabelecida para as concessionárias de distribuição.
82. Os Componentes Financeiros passíveis de serem considerados no processo de
reajuste serão calculados conforme procedimentos descritos a seguir:
3.9.1. NEUTRALIDADE DOS ENCARGOS SETORIAIS
83. O financeiro de Neutralidade dos Encargos Setoriais refere-se ao cálculo das
diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos
setoriais faturados no período de referência e os respectivos valores de
cobertura tarifária contemplados no processo tarifário anterior.
84. A apuração do componente financeiro de neutralidade dos encargos setoriais se
dará para os encargos setoriais CCC, CDE, PROINFA, TFSEE, CFURH,
ESS/ERR e ONS, conforme equação abaixo:
𝑁𝑒𝑢𝑡𝑟𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑜 𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜 𝑆𝑒𝑡𝑜𝑟𝑖𝑎𝑙
𝑖
12
𝐼𝑉𝐼1
= ∑(𝐶𝑜𝑏𝑒𝑟𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓á𝑟𝑖𝑎𝑖,𝑗− 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝐹𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑖,𝑗) × (15)
𝐼𝑉𝐼
𝑗−1
𝑗=1
onde:
Cobertura Tarifária i, j: valor da cobertura tarifária considerado no último processo
tarifário para o mês j do período de referência do encargo setorial i;
Valor Faturado i,j : valor faturado para o encargo setorial i no Período de Referência;
IV1: Número Índice do IPCA do mês anterior à data do reajuste tarifário em
processamento; e
IVt-1: Número Índice do IPCA do mês anterior ao mês j.
3.9.2. CUSTOS COM PIS/COFINS
85. O financeiro de compensação dos custos com PIS/COFINS refere-se às
despesas de PIS/COFINS incidentes nas faturas de despesas com Compra de
Energia e Uso dos Sistemas de Transmissão e/ou Distribuição, não
contempladas na cobertura tarifária econômica, que são repassadas às tarifas
finais como componente financeiro.
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(Fls. 88 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
86. As despesas de PIS/COFINS serão apuradas com base nas faturas
encaminhadas pelas permissionárias, no período de referência, e corrigidas
mensalmente pelo IPCA.
3.9.3. REPASSE DAS COMPENSAÇÕES POR DESCONTINUIDADE
87. Refere-se às compensações recebidas da(s) supridora(s) por descumprimento
de metas de continuidade no suprimento no período de referência. Os valores
de descontinuidade são calculados conforme metodologia estabelecida no
Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional – PRODIST, devendo serem atualizados pelo IPCA e
revertidos em sua totalidade para a modicidade tarifária, mediante componente
financeiro negativo.
4. ÍNDICE DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL – IRT
88. O Índice Reajuste Tarifário – IRT, considerando os Componentes Financeiros
acrescentados ou subtraídos das tarifas, para compensação nos 12 (doze)
meses subsequentes, será obtido conforme a equação a seguir:
VPA1 + VPB0x(IVI ± X)
IRTTotal = + IRTFIN (16)
RA
Onde:
IRT Total = Índice de Reajuste Tarifário Anual Total.
VPA1 = Valor da Parcela A na Data do Reajuste em Processamento (DRP), calculado
conforme Seção 3.4, 3.5, 3.6 e 3.7 deste Submódulo;
VPB0 = Valor da Parcela B na Data de Referência Anterior (DRA), calculado conforme
Seção 3.8 deste Submódulo;
IVI = Índice de variação da inflação (IPCA), calculado conforme contrato de permissão;
X = Fator X, calculado conforme Parágrafo 78 da Seção 3.8, deste Submódulo;
RA = Receita de Referência na Data do Reajuste Anterior (DRA), calculado conforme
Seção 3.2, deste Submódulo; e
IRT = Índice de Reajuste Tarifário Anual Financeiro.
Fin
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(Fls. 89 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
89. O Índice Reajuste Tarifário Anual Financeiro será calculado pela divisão entre o
somatório dos Componentes Financeiros apurados para compensação nos 12
(doze) meses subsequentes e a Receita Anual – RA, ajustada pela razão da
variação de mercado (rm), se positiva, conforme equação a seguir:
∑𝐶𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠 (𝑅$)
𝐼𝑅𝑇𝐹𝐼𝑁= (17)
𝑅𝐴0 ∗(1 + 𝑟𝑚)
onde:
rm= MWhreajuste/revisão atual / MWhreajuste/revisão ano anterior (limite mínimo igual a zero)
RA = Receita de Referência na Data do Reajuste Anterior (DRA), calculado conforme
procedimento de cálculo estabelecido na Seção 3.2, deste Submódulo.
5. RECÁLCULO DE REAJUSTE/REVISÃO DE ANOS ANTERIORES
90. A utilização de dados estimados de qualquer natureza nos cálculos tarifários, por
si só, não ensejará recálculos posteriores, salvo quando expressamente indicado
pela ANEEL nos documentos oficiais – Nota Técnica, Relatório/Voto ou
Resolução – que motivaram e informaram a decisão colegiada referente ao
processo de reajuste ou revisão tarifária.
91. O recálculo de reajuste/revisão de anos anteriores poderá ocorrer em
decorrência de provimento de Pedido de Reconsideração interposto
tempestivamente pela permissionária ou por iniciativa da ANEEL.
92. Para fins de recálculo de reajuste/revisão de anos anteriores por iniciativa da
ANEEL, a Agência procederá conforme estabelecido nos arts. 53 e 54 da Lei nº
9.784, de 29 de janeiro de 1999, a saber:
i. deve anular o ato administrativo quando houver vício de legalidade;
ii. pode revogar o ato administrativo por motivo de conveniência ou
oportunidade; e
iii. tem o direito de rever o ato administrativo, adotando qualquer medida que o
corrija ou impugne, observado o prazo de decadência de cinco anos.
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(Fls. 90 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
93. Os efeitos tarifários decorrentes de recálculo de reajuste/revisão de anos
anteriores serão considerados a partir do primeiro reajuste ou revisão tarifária
seguinte à respectiva decisão que tenha determinado o recálculo.
94. O valor do componente financeiro resultante do recálculo de reajuste/revisão de
ano anterior corresponderá, exceto quando envolver correções do mercado de
referência, à diferença entre a receita anual obtida após o procedimento de
recálculo do respectivo reajuste ou revisão tarifária e a receita anual
originalmente calculada, cujo resultado deverá ser atualizado em base anual
pela variação de mercado e IGPM até o mês do reajuste/revisão em
processamento.
95. Quando o recálculo de reajuste/revisão de ano anterior envolver correções do
respectivo mercado de referência, o valor do componente financeiro
corresponderá às diferenças entre as tarifas resultantes do recálculo e as tarifas
originalmente homologadas, aplicadas ao mercado de referência do
reajuste/revisão em processamento, cujo resultado deverá ser atualizado em
base anual pela variação do IPCA até o mês do reajuste/revisão em
processamento. Neste caso, deve-se apurar o correspondente ajuste econômico
necessário para corrigir a base tarifária econômica.
96. Quando se tratar de recálculo de revisão tarifária envolvendo alteração do Valor
da Parcela B (VPB) e sem correções do respectivo mercado de referência, a
diferença percentual entre o VPB recalculado e o VPB original deve ser aplicada
ao VPB0 (Valor da Parcela B na DRA – Data de Referência Anterior) do reajuste
tarifário em processamento, de modo a representar o ajuste econômico
necessário para corrigir a base tarifária econômica.
6. DISPOSIÇÕES GERAIS
97. Estando a permissionária, na data do reajuste em processamento (DRP),
inadimplente com suas obrigações intrassetoriais, não serão reajustados seus
níveis de tarifas, conforme vedação prevista no art. 10 da Lei nº 8.631, de 04 de
março de 1993. Neste caso, somente poderão ser praticadas as novas tarifas
homologadas, resultantes do processo tarifário em processamento, quando
comprovado o adimplemento da permissionária, sendo autorizada sua aplicação
por meio de Despacho específico da Superintendência de Gestão Tarifária -
SGT.
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(Fls. 91 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
98. Conforme a Lei nº 9.784/1999, é de dez dias o prazo para interposição de recurso
administrativo, contado a partir da ciência ou divulgação oficial da decisão sobre
o reajuste/revisão tarifária.
99. O recurso ou qualquer questionamento sobre os cálculos tarifários de anos
anteriores quando apresentado fora do prazo recursal não poderá ser conhecido.
7. FLUXOGRAMA DE CÁLCULO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
Figura 1 – Fluxograma de Cálculo do Reajuste Tarifário Anual
ENERGIA E CUSTO DE
TRANPORTE NO PERÍODO DE
REFERÊNCIA
ENCARGOS SETORIAIS
TARIFAS ATUALIZADAS
PARCELA "A" DRP
𝑽𝑷𝑨𝟏
𝑽𝑷𝑨𝟏+ 𝑽𝑷𝑩𝟎∗(𝑰𝑽𝑰± 𝑿)
𝑰𝑹𝑻𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍= + 𝑰𝑹𝑻𝑭𝑰𝑵
𝑹𝑨𝟎
PARCELA "B" DRA
V𝐏𝐁𝟎
FINANCEIROS
 𝑭𝑰𝑵𝑨𝑪𝑬𝑰𝑹𝑶𝑺
- NEUTRALIDADE ENCARGOS 𝐅𝐈𝐍𝐓𝐎𝐓=
𝑹𝑨𝟎∗𝒓𝒎
- REPASSSE INDICADORES
- AJUSTE PIS/COFINS
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(Fls. 92 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
A G Ê N C I A N A C I O N A L D E E N E R G I A
E L É T R I C A
Módulo 8: Permissionárias de Distribuição
S u b m ó d u l o 8 . 3
E S T R U T U R A T A R I F Á R I A
Instrumento de

Revisão Motivo da revisão Data de Vigência
aprovação
Primeira versão aprovada
Resolução Normativa nº

1.0 após realização da AP 15/3/2013 a 23/3/2014
537/2013
19/2011
Revisão aprovada
Resolução Normativa nº

1.1 após realização da AP 24/3/2014 a 22/12/2014
607/2014
108/2012
Primeira versão aprovada
Resolução Normativa nº 23/12/2014 a
1.2 após realização da AP
6392014 14/04/2015
037/2014
Revisão aprovada após Resolução Normativa nº
1.3 A partir de 15/04/2015
realização da AP 48/2014 657/2015
Revisão aprovada após Resolução Normativa nº
2.0 A partir de xx/xx/2016
realização da AP 62/2015 xxx/2016
Proret
Procedim entos de
Regulação Tarifária
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(Fls. 93 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
ÍNDICE
1. OBJETIVO ....................................................................................................................................................94
2. ABRANGÊNCIA ..........................................................................................................................................94
3. PROCEDIMENTOS GERAIS.......................................................................................................................94
4. TARIFAS DE APLICAÇÃO .........................................................................................................................95
4.1. TARIFAS DE REFERÊNCIA .......................................................................................................................95
4.2. TARIFAS BASE ECONÔMICA ..................................................................................................................96
4.3. TARIFAS BASE FINANCEIRA ..................................................................................................................97
5. DISPOSIÇÕES TRANSITÓRIAS ................................................................................................................97
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(Fls. 94 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
1. OBJETIVO
1. Estabelecer os procedimentos gerais a serem aplicados ao processo de
definição da Estrutura Tarifária para as permissionárias de serviço público de
distribuição de energia elétrica.
2. ABRANGÊNCIA
2. Aplica-se a todas as revisões e reajustes tarifários de permissionárias de serviço
público de distribuição de energia elétrica.
3. PROCEDIMENTOS 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 postos tarifários.
4. Aplicam-se na estrutura tarifária das permissionárias as mesmas definições,
condições e obrigações dispostas nos itens 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 11, 12, e 13 do
Submódulo 7.1; e itens 5, 6, 7 e 8 do Submódulo 7.3, ambos do PRORET.
5. As tarifas para as centrais geradoras do subgrupo A2, conectadas em tensão
igual a 138 kV ou 88 kV são nominais e obtidas conforme o disposto na
Resolução Normativa nº 349, de 13 de janeiro de 2009 e no Submódulo 7.4 do
PRORET.
6. A Supridora principal de cada permissionária está identificada no Submódulo 8.4
do PRORET.
7. Na adoção do Processo Simplificado de cálculo das Tarifas de Referência,
aplicam-se os Postos Tarifários Ponta, Intermediário e Fora de Ponta da
supridora principal nos processos tarifários da permissionária e no faturamento
dos consumidores da permissionária.
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(Fls. 95 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
8. Na adoção do Processo Específico de cálculo das Tarifas de Referência, a
permissionária deverá solicitar a definição dos Postos Tarifários, nos termos do
art. 59 da Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010.
4. TARIFAS DE APLICAÇÃO
9. O cálculo da TUSD e TE de Aplicação subdivide-se em três etapas: definição
das Tarifas de Referência; definição da TUSD e TE base econômica; e da TUSD
e TE base financeira.
I. Tarifas de referência: corresponde àquelas que determinam a relatividade de
tarifas entre as diversas modalidades e subgrupos tarifários;
II. Base econômica: corresponde à TUSD e TE, sem incidência de qualquer
benefício tarifário, a ser utilizada para obtenção da Receita Anual ou Receita
Requerida Econômica da permissionária; e
III. Base financeira: corresponde à TUSD e TE base econômica adicionada dos
componentes tarifários financeiros para aplicação aos usuários do sistema de
distribuição, denominada TUSD e TE de Aplicação.
10. A TUSD de Aplicação será o somatório da TUSD base econômica com a TUSD
base financeira.
11. A TE de Aplicação será o somatório da TE base econômica com a TE base
financeira.
4.1. TARIFAS DE REFERÊNCIA
PROCESSO SIMPLIFICADO
12. No processo de revisão tarifária as tarifas de referência das componentes
tarifárias da TUSD e da TE serão as tarifas base econômica da supridora
principal. Nos processos de reajustes tarifários as tarifas de referência são as
tarifas base econômica da própria permissionária apurada no processo tarifário
anterior.
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(Fls. 96 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
13. Para as componentes tarifárias Perdas Não Técnicas e as que compõe a função
de custo TUSD ENCARGOS aplicam-se os itens 6.3 e 7 do Submódulo 7.2 do
PRORET.
14. Caso a supridora principal seja outra permissionária, utilizar-se-á as tarifas base
econômica da concessionária definida como supridora principal da outra
permissionária.
15. Caso não exista na supridora principal determinado componente tarifário da
TUSD TRANSPORTE que exista na permissionária, a respectiva tarifa de
referência será definida como igual a outra componente tarifária com
característica equivalente da TUSD TRANSPORTE.
PROCESSO ESPECÍFICO
16. A permissionária poderá solicitar à ANEEL definição das tarifas de referência no
processo de revisão tarifária periódica conforme o Submódulo 7.2 do PRORET,
desde que apresente todas as informações necessárias para cálculo, de acordo
com os Módulos 2 e 6 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no
Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, nos prazos estabelecidos pelo
Submódulo 10.1 do PRORET.
17. Entre as informações encaminhadas para a ANEEL na solicitação que trata o
parágrafo anterior, a permissionária poderá solicitar flexibilização dos
parâmetros da estrutura tarifária, conforme item 10 do Submódulo 7.1.
18. A não observância dos prazos ou a falta de informações necessárias para
definição das tarifas de referência implicará na aplicação do processo
simplificado de construção das tarifas de referência.
4.2. TARIFAS BASE ECONÔMICA
19. A TUSD e TE base econômica correspondem ao produto das tarifas de
referência por um fator multiplicativo, para cada componente tarifário.
20. O fator multiplicativo por componente tarifário será apurado pela razão entre o
custo regulatório e a receita de referência, deduzindo do custo regulatório a
receita referente a unidades consumidoras do subgrupo A1, centrais geradoras
e distribuidoras, conforme itens 6, 7 e 8 do Submódulo 7.3 do PRORET.
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(Fls. 97 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
21. A receita de referência corresponde ao produto das tarifas de referência pelo
mercado de referência, por componente tarifário.
4.3. TARIFAS BASE FINANCEIRA
22. A TUSD e a TE base financeira correspondem ao produto das tarifas base
econômica por um fator multiplicativo, para cada componente tarifário.
23. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário base financeira é obtido
por meio dos custos financeiros estabelecidos, na receita econômica e no
mercado de referência.
24. Os componentes tarifários financeiros poderão ser apurados pelos mesmos
critérios de definição: i) das Tarifas de Referência; ii) do componente de custo
tarifário perdas não técnicas; ou iii) pelo critério percentual.
5. DISPOSIÇÕES TRANSITÓRIAS
25. Na apuração do Encargo de Uso dos Sistemas de Distribuição devido pela
permissionária, quando não for possível a definição do mercado de demanda e
energia por posto tarifário, estes serão estimados por meio de parâmetros
regulatórios.
26. A ANEEL poderá propor período de transição, com duração máxima até a
próxima revisão tarifária periódica, em virtude de impactos tarifários significativos
aos usuários do sistema de distribuição provenientes da alteração de definição
das Tarifas de Referência da TUSD TRANSPORTE.
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(Fls. 98 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
A G Ê N C I A N A C I O N A L D E E N E R G I A
E L É T R I C A
Módulo 8: Permissionárias de Distribuição
S u b m ó d u l o 8 . 4
R E A J U S T E E R E V I S Ã O
T A R I F Á R I A P E R I Ó D I C A
Instrumento de

Revisão Motivo da revisão aprovação pela ANEEL Data de Vigência
Primeira versão aprovada
Resolução Normativa nº

1.0 após realização da AP A partir de
XXX
62/2015
Proret
Procedim entos de
Regulação Tarifária
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(Fls. 99 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
ÍNDICE
1. OBJETIVO ........................................................................................................................................................ 2
2. ABRANGÊNCIA............................................................................................................................................... 2
3. CALCULO DA RECEITA REQUERIDA, ENCARGO DE RESPONSABILIDADE DA DISTRIBUIDORA
E ESTRUTURA TARIFÁRIA .................................................................................................................................. 2
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 100 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
1. OBJETIVO
1. Estabelecer os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os
procedimentos a serem utilizados nos Reajuste Tarifário Anual e Revisão
Tarifária Periódica das permissionárias de serviço público de distribuição de
energia elétrica que optaram por assinar o 1º Termo Aditivo ao Contrato de
Permissão, para os contratos de permissão assinados após 2009, e 2º
Termo Aditivo ao Contrato de Permissão, para os demais contratos.
2. ABRANGÊNCIA
2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se a todas as permissionárias
de serviço público de distribuição de energia elétrica que optaram por assinar
o 1º Termo Aditivo ao Contrato de Permissão, para os contratos de permissão
assinados após 2009, e 2º Termo Aditivo ao Contrato de Permissão, para os
demais contratos.
3. CALCULO DA RECEITA REQUERIDA, ENCARGO DE RESPONSABILIDADE DA
DISTRIBUIDORA E ESTRUTURA TARIFÁRIA
3. Nos reajustes e revisões periódicas a Receita Requerida será definida pela
Aneel com base no pleito realizado pela Permissionária, na legislação
setorial, nos custos vigentes de encargos, transmissão e aquisição de
energia, e nos limites de receita definidos neste Submódulo.
4. A Permissionária deverá encaminhar o pleito com a sua proposta de Receita
Requerida para os doze meses subsequentes à data do processo tarifário.
5. O pleito deverá ser encaminhado com antecedência mínima de 30 dias (trinta
dias) da data de processamento do reajuste ou revisão.
6. O não envio do pleito dentro do prazo mínimo ou padrão estabelecido
implicará a concordância com os valores de parcela B encaminhados no
último processo tarifário. Nesse caso, o reajuste tarifário será realizado
alterando-se somente os valores de Parcela A, conforme estimativa a ser
realizada pela ANEEL.
7. O pleito deve ser acompanhado de um relatório fundamentando os valores
pleiteados, que deve descrever de forma clara e detalhada a necessidade de
receita vinculando-a com a previsão de custos para os próximos doze meses.
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(Fls. 101 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
8. A receita pleiteada deve estar segmentada de acordo com os componentes
usados na Estrutura Tarifária, conforme Submódulo 8.3.
9. No pleito para os componentes de Encargos Setoriais, Transporte e
Aquisição de Energia a permissionária deverá considerar sempre os valores
e tarifas homologados pela Aneel na data do reajuste ou revisão em
processamento. Caso se verifique que os valores estejam incompatíveis com
os custos vigentes aprovados pela ANEEL, serão utilizados os valores
estimados pela ANEEL, conforme Submódulo 8.2 do PRORET.
10. A Permissionária encaminhará pleito de perdas de energia, separados em
perdas técnicas e não técnicas, que deverá ser compatível com o módulo 8.3
do PRORET e com o realizado no mercado dos últimos 12 meses. Caso não
seja encaminhada esta informação, a ANEEL utilizará o percentual do último
processo tarifário..
11. A Permissionária deverá dar publicidade ao pleito a todos seus
consumidores, e, havendo contestação por parte de qualquer consumidor
acerca dos valores encaminhados, deverá informar à ANEEL.
12. Caso a Permissionária não encaminhe pleitos de Encargos Setoriais,
Transporte e Aquisição de Energia, os valores relativos a esses itens serão
definidos pela ANEEL conforme Submódulo 8.2 do PRORET.
13. O componente de distribuição deve refletir a necessidade de receita da
permissionária para cobrir os custos com operação e manutenção,
administrativos e comerciais, além de investimentos e composição de
reservas, quando cabível, e outros itens que a Permissionária julgar
necessários, conforme descrito na documentação encaminhada junto com o
pleito.
14. Caso existam sobras financeiras decorrentes do exercício anterior que serão
utilizadas para cobertura de custos e ou sobras previstas para o exercício
seguinte, estas devem ser explicitadas e justificadas na documentação
encaminhada.
15. A ANEEL poderá acrescentar ou subtrair receitas extraordinárias à receita
requerida pleiteada como itens componentes financeiros, tais como receitas
de bandeiras tarifárias, custos não previstos anteriormente de compra de
energia, transmissão e encargos setoriais.
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(Fls. 102 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
16. A Receita Requeria Validada corresponderá à Receita Requerida pleiteada,
considerados os ajustes previstos neste Submódulo.
17. Conjuntamente com o relatório deve ser encaminhada uma cópia digital do
Ato de deliberação da Assembleia que aprovou os valores pleiteados ou,
caso haja delegação do Estatuto Social aos gestores da cooperativa,
documento contendo a assinatura dos responsáveis pelo encaminhamento
do pleito.
18. O componente de distribuição da Receita Requerida, denominado Parcela B,
ficará limitado aos valores da tabela abaixo.
Tabela 2: Teto de Parcela B definido para os Pleitos Encaminhados em 2016
PARLCEA B
PERMISSIONÁRIA
TETO (R $)
COOPERMILA 1.796.681
CERCOS 2.979.325
CERAL DIS 3.040.320
CERAL ANITÁPOLIS 3.467.986
CERMC 3.522.285
CERGAPA 5.312.273
CERNHE 5.653.221
CERIS 5.972.555
CERGRAL 6.112.751
CEJAMA 6.197.991
CERPRO 6.215.508
CERES 6.798.020
CEDRI 7.538.077
CERRP 8.140.429
CERTREL 9.109.134
CERIM 10.122.999
CEDRAP 10.714.895
COORSEL 10.962.290
CERPALO 11.459.705
COOPERCOCAL 12.170.784
CRERAL 14.406.556
CERGAL 14.564.123
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(Fls. 103 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
CERAÇÁ 15.020.111
CEPRAG 15.047.884
CEREJ 15.466.420
CERMOFUL 18.545.593
COOPERLUZ 20.949.057
CERBRANORTE 20.949.282
CERSUL 23.061.137
CERILUZ 24.146.437
CETRIL 24.460.478
CERIPA 25.174.319
CRELUZ-D 28.459.645
CERTAJA ENERGIA 30.101.391
CERMISSÕES 36.345.714
COOPERA 37.154.745
CERTEL 57.340.611
COPREL 75.848.787
19. Os valores apresentados na tabela 2 serão atualizados anualmente pela
variação do IPCA e pelo crescimento do mercado de baixa tensão. Na
apuração do crescimento de mercado serão considerados os dados mais
recentes disponíveis. A ANEEL deverá publicar os valores no mês de janeiro
de cada ano.
20. Em cada processo tarifário a última Parcela B Teto publicada pela ANEEL
será atualizada pelo IPCA da data-base considerada no cálculo dos valores
publicados até o mês anterior ao do reajuste ou da revisão tarifária.
21. Os valores apresentados na tabela 2 foram calculados sob a premissa de que
os valores pleiteados pela Permissionária não impactam os usuários de rede
que não são atendidos pela Permissionária. Caso essa premissa não seja
válida, a ANEEL deverá revisar esses valores.
22. As tarifas aplicadas aos usuários da rede serão calculadas a partir da Receita
Requerida e metodologia de estrutura tarifária definida pela ANEEL,
conforme Submódulo 8.3 do PRORET.
23. Os dados de consumo de energia e potência faturados considerados no
cálculo das tarifas serão aqueles encaminhados pela Permissionária através
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(Fls. 104 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para
Regulação Econômica – SAMP.
24. Para fins de cálculo do Encargo de Responsabilidade das Distribuidoras,
serão considerados os parâmetros encaminhados pelas Permissionários no
processo de revisão tarifária, exceto o Custo Médio Ponderado do Capital
(WACC), que corresponderá ao WACC real aplicado às concessionárias
isentas de impostos de renda, conforme Submódulo 2.4 do PRORET.
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(Fls. 105 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
ANEXO II – TERMO ADITIVO AO CONTRATO DE PERMISSÃO
CLÁUSULA DÉCIMA QUARTA - TARIFAS APLICÁVEIS NA COMERCIALIZAÇÃO
DE ENERGIA
Pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica a PERMISSIONÁRIA
cobrará as tarifas homologadas pela ANEEL, sendo as tarifas iniciais as vigentes na data de
assinatura deste Contrato.
Subcláusula Primeira - A PERMISSIONÁRIA reconhece que as tarifas vigentes na data da
assinatura deste Contrato, em conjunto com as regras de Reposicionamento Tarifário, são
suficientes à adequada prestação do serviço e à manutenção do equilíbrio econômico-financeiro
deste Contrato.
Subcláusula Segunda – O Reposicionamento Tarifário consiste na decomposição da "Receita
Requerida" em tarifas a serem cobradas dos usuários, e compreende os seguintes mecanismos
previstos nesta cláusula: reajuste tarifário, revisão tarifária ordinária e revisão tarifária
extraordinária.
Subcláusula Terceira – A Receita Requerida será composta por duas parcelas:
Parcela A: parcela da receita correspondente aos seguintes itens: i. Encargos Setoriais; ii.
Energia Elétrica Comprada; e iii. Custos de Conexão e de Uso das Instalações de
Transmissão e/ou Distribuição de Energia Elétrica";
Parcela B: parcela da receita associada a custos do segmento de distribuição de energia
elétrica.
Onde:
Parcela A – Encargos Setoriais: parcela da receita da PERMISSIONÁRIA destinada ao
cumprimento das obrigações associadas à Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia
Elétrica - TFSEE; à Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos -
CFURH para fins de geração de energia elétrica, quando aplicável; ao Encargo de Serviços
do Sistema - ESS; à Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; à Pesquisa e
Desenvolvimento – P&D; ao Programa de Eficiência Energética – PEE; ao Encargo de
Energia de Reserva – EER; Programas de Incentivo às Fontes Alternativas – PROINFA;
Contribuição ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS e a demais políticas públicas
para o setor elétrico definidas na legislação superveniente, quando cabíveis;
Parcela A – Energia Elétrica Comprada: parcela da receita da PERMISSIONÁRIA
associada à compra de energia elétrica, inclusive proveniente de empreendimentos próprios
de geração, para o atendimento a seus consumidores e outras concessionárias e
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(Fls. 106 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
permissionárias de distribuição, considerando o nível de perdas de energia elétrica do
sistema de distribuição e de transmissão; e
Parcela A – Custos de Conexão e de Uso das Instalações de Transmissão e/ou
Distribuição de Energia Elétrica: parcela da receita da PERMISSIONÁRIA associada à
contratação eficiente de montantes de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição e de
pontos de conexão ou contratações de terceiros cuja responsabilidade pelo pagamento seja
da PERMISSIONÁRIA;
Subcláusula Quarta - Os valores das tarifas de que trata a Subcláusula Primeira serão
reajustadas com periodicidade anual, obedecida a legislação e regulamentação vigentes e
supervenientes, sendo que:
I - o primeiro reajuste ocorrerá em xx/xx/2016; e
II - os reajustes subsequentes ocorrerão um ano após a data de início da vigência do último
reajuste ou revisão homologado.
Subcláusula Quinta - A periodicidade dos reajustes de que trata a Subcláusula anterior poderá
ocorrer em prazo inferior a 1 (um) ano, caso a legislação venha assim permitir, adequando-se,
neste caso, a data dos reajustes subsequentes à nova periodicidade estipulada.
Subcláusula Sexta – Nos reajustes tarifários a PERMISSIONÁRIA deverá encaminhar à
ANEEL, conforme cronograma a ser estabelecido, um pleito de Receita Requerida para os 12
(doze) meses subsequentes, respeitados o regimento interno e o estatuto social da
PERMSSIONÁRIA, acompanhado de:
I – Cópia do Ato que aprovou os valores encaminhados, nos termos do estatuto social, ou
nos casos onde o mesmo for omisso, cópia do Ato da Assembleia que aprovou os valores
encaminhados,
II – Documentação justificando os valores encaminhados, de forma clara e detalhada.
Parágrafo Único – A ANEEL poderá solicitar informações adicionais à PERMISSIONÁRIA
caso os documentos mencionados no inciso II da Subcláusula Sexta não contenham informações
suficientes para justificar os valores encaminhados.
Subcláusula Sétima – O não envio do pleito nos termos da Subcláusula Sexta implicará a
concordância com os valores de parcela B encaminhados no último processo tarifário.
Parágrafo Único – Nos casos previstos no caput, o reajuste tarifário será realizado alterando-se
somente os valores de Parcela A, conforme estimativa a ser realizada pela ANEEL.
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 107 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
Subcláusula Oitava – A ANEEL homologará as tarifas da PERMISSIONÁRIA com base no
pleito encaminhado, no disposto nesta Cláusula, na legislação setorial, nos custos vigentes de
encargos, transmissão e aquisição de energia, e nos limites de receita definidos pela ANEEL.
Subcláusula Nona - A ANEEL, de acordo com o cronograma apresentado nesta Subcláusula,
procederá revisões tarifárias ordinárias nas quais a estrutura tarifária será revista. As revisões
obedecerão ao seguinte cronograma:
I – a segunda revisão tarifária periódica será procedida em XX de XX de 20XX; e
II – as revisões subsequentes serão realizadas a cada 4 (quatro) anos após a segunda revisão.
Subcláusula Décima – Nas Revisões Tarifárias aplica-se o disposto nas Subcláusulas Sexta,
Sétima e Oitava, desta Cláusula.
Subcláusula Décima Primeira – Os limites referidos na Subcláusula anterior serão revistos
periodicamente, observando as características da área de Permissão, conforme regulação da
ANEEL.
Subcláusula Décima Segunda – A estrutura tarifária definida pela ANEEL nas revisões
tarifárias deverá considerar a estrutura de custos e do mercado, e eventuais descontos tarifários
previstos na legislação setorial.
Subcláusula Décima Terceira – A constatação por parte da ANEEL de pratica de tarifas

excessivas ou receitas extraordinárias, incompatíveis com a necessidade da
PERMISSIONÁRIA, poderá implicar alterações das tarifas a serem praticadas de forma a
reestabelecer o nível de receitas compatível com equilíbrio econômico e financeiro da Permissão,
assegurado o direito ao contraditório e a ampla defesa.
Parágrafo Único – Nos casos previstos no caput, a ANEEL poderá efetuar ajustes na receita
requerida nos próximos processos tarifários, garantindo o repasse destas receitas aos usuários do
serviço de energia elétrica.
Subcláusula Décima Quarta - A pedido da PERMISSIONÁRIA, a ANEEL poderá proceder
à revisão tarifária extraordinária, visando restabelecer o equilíbrio econômico-financeiro deste
Contrato, sem prejuízo dos reposicionamentos tarifários ordinários, caso sejam comprovadas
alterações significativas nos custos da PERMISSIONÁRIA, que não decorram da ação ou da
omissão da mesma.
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 108 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
Subcláusula Décima Quinta - A criação, alteração ou extinção de quaisquer tributos ou
encargos legais, após a assinatura deste Contrato, quando comprovado seu impacto, implicará
revisão das tarifas, para mais ou para menos, conforme o caso, ressalvados os impostos sobre a
renda.
Subcláusula Décima Sexta - É permitido à PERMISSIONÁRIA cobrar dos consumidores de
energia elétrica tarifas menores do que as homologadas mediante autorização da ANEEL.
Subcláusula Décima Sétima - Será observado tratamento isonômico entre as tarifas de uso dos
sistemas de distribuição aplicadas aos consumidores livres e aquelas aplicadas aos consumidores
cativos, inclusive quanto aos encargos e às compensações nela contidos.
Subcláusula Décima Oitava - Havendo alteração unilateral do Contrato de Permissão que afete

o seu inicial equilíbrio econômico-financeiro, devidamente comprovado pela
PERMISSIONÁRIA, a ANEEL deverá adotar as medidas necessárias ao seu restabelecimento,
com efeito a partir da data da alteração.
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 109 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).
ANEXO III – DATAS DE REAJUSTE E REVISÃO TARIFÁRIA PARA AS
PERMISSIONÁRIAS QUE ASSINAREM O TERMO ADITIVO PROPOSTO
DATA DO PRÓXIMO DATA DA PRÓXIMA
DISTRIBUIDORA
REAJUSTE REVISÃO

| CERIPA | 29/04/2017 | 29/04/2016 |
| --- | --- | --- |
| CERES | 29/04/2017 | 29/04/2016 |
| CERPRO | 29/05/2017 | 29/05/2016 |
| CERTAJA | 29/05/2017 | 29/05/2016 |
| CERCOS | 29/05/2017 | 29/05/2016 |
| CERRP | 17/06/2017 | 17/06/2016 |
| CERNHE | 17/06/2017 | 17/06/2016 |
| CERAL DIS | 30/07/2017 | 30/07/2016 |
| CERMISSÕES | 30/07/2016 | 30/07/2017 |
| COOPERLUZ | 30/07/2016 | 30/07/2017 |
| COPREL | 30/07/2016 | 30/07/2017 |
| CERTEL | 30/07/2016 | 30/07/2018 |
| CERILUZ | 30/07/2016 | 30/07/2018 |
| CRELUZ-D | 30/07/2016 | 30/07/2018 |
| CRERAL | 30/07/2016 | 30/07/2018 |
| CERIS | 11/08/2017 | 11/08/2016 |
| CEJAMA | 30/09/2017 | 30/09/2016 |
| CERAÇÁ | 30/09/2017 | 30/09/2016 |
| CERBRANORTE | 30/09/2017 | 30/09/2016 |
| CEREJ | 30/09/2017 | 30/09/2016 |
| CERGAL | 30/09/2017 | 30/09/2016 |
| CERGRAL | 30/09/2017 | 30/09/2016 |
| CERPALO | 30/09/2017 | 30/09/2016 |

CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

(Fls. 110 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016).

| CERSUL | 30/09/2017 | 30/09/2016 |
| --- | --- | --- |
| COOPERA | 30/09/2017 | 30/09/2016 |
| COOPERMILA | 30/09/2017 | 30/09/2016 |
| COORSEL | 30/09/2017 | 30/09/2016 |
| CEDRI | 30/09/2017 | 30/09/2016 |
| CERGAPA | 30/09/2016 | 30/09/2017 |
| CERTREL | 30/09/2016 | 30/09/2017 |
| CERMOFUL | 30/09/2016 | 30/09/2018 |
| COOPERCOCAL | 30/09/2016 | 30/09/2018 |
| CERAL ANITÁPOLIS | 31/10/2017 | 31/10/2016 |
| CEDRAP | 30/11/2017 | 30/11/2016 |
| CERMC | 30/11/2017 | 30/11/2016 |
| CERIM | 30/11/2017 | 30/11/2016 |
| CETRIL | 30/11/2017 | 30/11/2016 |
| CEPRAG | 22/12/2016 | 22/12/2017 |

CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx