* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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 tarifa-
permissionária/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$) 
CEDRAP 
                    10.714.895  
CEDRI 
                      7.538.077  
CERIM 
                    10.122.999  
CERIPA 
                    25.174.319  
CERIS 
                      5.972.555  
CERMC 
                      3.522.285  
CERNHE 
                      5.653.221  
CERPRO 
                      6.215.508  
CERRP 
                      8.140.429  
CETRIL 
                    24.460.478  
CEJAMA 
                      6.197.991  
CEPRAG 
                    15.047.884  
CERAÇÁ 
                    15.020.111  
CERAL ANITÁPOLIS 
                      3.467.986  
CERBRANORTE 
                    20.949.282  
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  Permissionária      Parcela B Teto (R$)  
          
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    

(Fls. 6 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 data-
base 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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  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    

(Fls. 7 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 quota-
parte. 
 
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 
                                                          
2 Pode-se supor, por exemplo, que o mesmo consumiu 1% da energia total fornecida. 
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(Fls. 12 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
“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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 56/2012-
SRE/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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 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. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
De Acordo: 
 
 
 
 
 
HÁLISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA 
Especialista em Regulação 
 
DIEGO LUIS BRANCHER 
Especialista em Regulação 
JOSE ROBERTO XAVIER MANÇO 
Especialista em Regulação 
 
JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ 
Superintendente de Regulação Econômica e 
Estudos de Mercado  
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária  
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(Fls. 20 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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  
 
       
Revisão 
 
Motivo da revisão 
Instrumento de 
aprovação pela ANEEL 
 
Data de Vigência 
1.0 
Primeira versão aprovada 
após realização da AP 
19/2011 
Resolução Normativa nº 
537/2013 
I. 
15/3/2013 
a 
26/6/2013 
1.1 
Pedido de reconsideração 
Resolução Normativa nº 
555/2013 
27/6/2013 a 
05/11/2013 
1.2 
Revisão aprovada após 
realização da AP 056/2013 
Resolução Normativa nº 
581/2013 
06/11/2013 
2.0 
Revisão aprovada após 
realização da AP 062/2015 
Resolução Normativa nº 
XXX/2015 
A partir de XX/XX/2016 
 
Proret
Procedim entos de 
Regulação Tarifária
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Revisão  Motivo da revisão  Instrumento de
aprovação pela ANEEL  Data de Vigência
1.0  Primeira versão aprovada
após realização da AP
19/2011  Resolução Normativa nº
537/2013  I. 15/3/2013
a
26/6/2013
1.1  Pedido de reconsideração  Resolução Normativa nº
555/2013  27/6/2013 a
05/11/2013
1.2  Revisão aprovada após
realização da AP 056/2013  Resolução Normativa nº
581/2013  06/11/2013
2.0  Revisão aprovada após
realização da AP 062/2015  Resolução Normativa nº
XXX/2015  A partir de XX/XX/2016

(Fls. 21 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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: 
 
𝐶𝐴𝐿= 𝐵𝐴𝑅𝐴 ∙[
1
𝑉𝑈+
𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é
2
]     (9) 
 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
𝐶𝐴𝑉= 𝐵𝐴𝑅𝑉 ∙[
1
𝑉𝑈+
𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é
2
]     (10) 
 
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: 
 
𝐶𝐴𝐼= 𝐵𝐴𝑅𝐼 ∙[
1
𝑉𝑈+
𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é
2
 ]     (11) 
 
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: 
 
𝑅𝑇= (
 𝑅𝑅−𝑂𝑅
𝑅𝑉
−1) × 100      (12) 
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(Fls. 29 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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  Classe de Consumo      Grupo 3  
  Residencial      0,18%  

(Fls. 32 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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: 
 
𝑉𝑠𝑒=
𝑅𝑅
(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆) × {∑(𝜌𝑐× 𝑅𝐼𝑐)
𝐶
}    (15) 
 
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: 
 
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  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%    

(Fls. 33 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 3 – Resumo das Contas Contábeis 
TIPOS DE ATIVOS 
Contas 
BRR 
Subcontas 
BAR 
Subcontas 
Intangíveis 
Servidões 
Software; Outros 
Terrenos 
Geração; Distribuição  
Administração; Comercialização 
Reservatórios, barragens e adutoras 
Reservatórios, 
barragens e adutoras 
--- 
Edificações, obras civis e benfeitorias 
Geração; Distribuição 
Administração; Comercialização 
Máquinas e equipamentos 
Geração; Distribuição 
(SEs, LDs e RDs) 
Administração; Comercialização 
Veículos 
--- 
Geração; Distribuição; 
Comercialização; Administração 
Móveis e utensílios 
--- 
Geração; Distribuição; 
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 
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JOSE ROBERTO XAVIER MANCO,HALISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR JULIO CESAR REZENDE FERRAZ, DAVI ANTUNES LIMA, DIEGO LUIS BRANCHER
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  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  
                
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

(Fls. 35 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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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

(Fls. 36 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 
ME 
Medidor 
Classe de Tensão:  
- BT; 13,8 kV 
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 
RD 
Condutor 
Classe de Tensão:  
- BT; 13,8 kV; 34,5 kV 
Número de Fases: 
- Mono; Bi; e Trifásico 
RD 
Estrutura 
Classe de Tensão:  
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  Tipo      Categoria      Características  
ME      Medidor      Classe de Tensão:
- BT; 13,8 kV    
            Número de Fases:
- Mono; Bi; e Trifásico    
  Tipo      Categoria      Características  
RD      Condutor      Classe de Tensão:
- BT; 13,8 kV; 34,5 kV    
            Número de Fases:
- Mono; Bi; e Trifásico    
RD      Estrutura      Classe de Tensão:    

(Fls. 39 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
- 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 
EQ 
Transformador 
de distribuição 
Classe de Tensão:  
- 13,8 kV; 34,5 kV 
Número de Fases: 
- 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 
 
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    - BT; 13,8 kV; 34,5 kV
    Número de Fases:
- Mono; Bi; e Trifásico
  Tipo      Categoria      Características  
EQ      Transformador
de distribuição      Classe de Tensão:
- 13,8 kV; 34,5 kV    
            Número de Fases:
- Mono; Bi; e Trifásico    
            Capacidade:
- kVA    

(Fls. 40 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 
LD 
Estrutura 
Classe de Tensão:  
- 69 kV; 138 kV 
Tipos de Circuito: 
- CS: Circuito Simples 
- CD: Circuito Duplo 
LD 
Condutor 
Classe de Tensão:  
- 69 kV; 138 kV 
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 
Infraestrutura 
Geral 
O módulo de Infraestrutura Geral – MIG é composto por: cercas e muros externos, 
terraplenagem, drenagem, grama, embritamento, arruamento, iluminação do pátio, 
proteção contra incêndio, sistema de abastecimento de água, malha de terra e cabos 
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  Tipo      Categoria      Características  
LD      Estrutura      Classe de Tensão:
- 69 kV; 138 kV    
            Tipos de Circuito:
- CS: Circuito Simples
- CD: Circuito Duplo    
LD      Condutor      Classe de Tensão:
- 69 kV; 138 kV    
            Tipos de Circuito:
- CS: Circuito Simples
- CD: Circuito Duplo    
  Módulo      Descrição  
Módulo de
Infraestrutura
Geral      O módulo de Infraestrutura Geral – MIG é composto por: cercas e muros externos,
terraplenagem, drenagem, grama, embritamento, arruamento, iluminação do pátio,
proteção contra incêndio, sistema de abastecimento de água, malha de terra e cabos    

(Fls. 41 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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. 
Módulo de 
Manobra 
Conjunto de equipamentos, materiais e serviços necessários à implantação dos setores 
de manobra, tais como: entrada de linha, conexão de transformador ou 
autotransformador e interligação de barramentos. É representado pelo número de 
disjuntores da subestação. 
Módulo de 
Equipamento 
Composto pelos equipamentos principais da SE, representados por transformadores 
de força e banco de capacitores, incluindo os materiais e serviços necessários à sua 
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 
SE 
Infraestrutura 
Geral 
Classe de Tensão:  
- 34,5 kV 
- 69 kV 
- 138 kV 
Porte: 
- Pequeno (1 trafo) 
- Médio (2 a 3 trafos) 
- Grande (> 3 trafos) 
SE 
Transformador 
de força 
Classe de Tensão:  
- 34,5 / 13,8 kV 
- 69 / 34,5 kV 
- 69 / 13,8 kV 
- 138 / 69 kV 
- 138 / 34,5 kV 
- 138 / 13,8 kV 
Número de Fases: 
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  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.
Módulo de
Manobra  Conjunto de equipamentos, materiais e serviços necessários à implantação dos setores
de manobra, tais como: entrada de linha, conexão de transformador ou
autotransformador e interligação de barramentos. É representado pelo número de
disjuntores da subestação.
Módulo de
Equipamento  Composto pelos equipamentos principais da SE, representados por transformadores
de força e banco de capacitores, incluindo os materiais e serviços necessários à sua
instalação.
  Tipo      Categoria      Características  
SE      Infraestrutura
Geral      Classe de Tensão:
- 34,5 kV
- 69 kV
- 138 kV    
            Porte:
- Pequeno (1 trafo)
- Médio (2 a 3 trafos)
- Grande (> 3 trafos)    
SE      Transformador
de força      Classe de Tensão:
- 34,5 / 13,8 kV
- 69 / 34,5 kV
- 69 / 13,8 kV
- 138 / 69 kV
- 138 / 34,5 kV
- 138 / 13,8 kV    
            Número de Fases:    

(Fls. 42 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
- Trifásico 
Capacidade: 
- MVA 
SE 
Banco de 
capacitores 
Classe de Tensão:  
- 13,8 kV 
- 34,5 kV 
- 69 kV 
- 138 kV 
Capacidade: 
- MVAr 
SE 
Manobra 
Classe de Tensão:  
- 13,8 kV 
- 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 
GE 
Pequena Central 
Hidrelétrica 
Gerador 
R$/kW 
Turbina 
R$/kW 
Reservatório, barragem e adutora 
R$/kW 
Edificações e obras civis 
R$/kW 
Urbanização e benfeitorias 
R$/kW 
Outros sistemas 
R$/kW 
Equipamentos Casa de força  
R$/kW 
Equipamentos Gerais 
R$/kW 
Conduto forçado 
R$/kW 
Transformação 
R$/kW 
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    - Trifásico
    Capacidade:
- MVA
SE  Banco de
capacitores  Classe de Tensão:
- 13,8 kV
- 34,5 kV
- 69 kV
- 138 kV
    Capacidade:
- MVAr
SE  Manobra  Classe de Tensão:
- 13,8 kV
- 34,5 kV
- 69 kV
- 138 kV
  Tipo      Categoria      Características      Unidade  
GE      Pequena Central
Hidrelétrica      Gerador      R$/kW    
            Turbina      R$/kW    
            Reservatório, barragem e adutora      R$/kW    
            Edificações e obras civis      R$/kW    
            Urbanização e benfeitorias      R$/kW    
            Outros sistemas      R$/kW    
            Equipamentos Casa de força      R$/kW    
            Equipamentos Gerais      R$/kW    
            Conduto forçado      R$/kW    
            Transformação      R$/kW    

(Fls. 43 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Conexão 
R$/kW 
Custos indiretos 
% 
Pequena Central 
Termelétrica 
Grupo motor-gerador 
R$/kW 
Turbina a vapor 
R$/kW 
Edificações, obras civis, 
urbanização e benfeitorias 
R$/kW 
Outros sistemas 
R$/kW 
Equipamentos Casa de força, 
Transformação e Conexão 
R$/kW 
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 
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    Conexão  R$/kW
    Custos indiretos  %
  Pequena Central
Termelétrica  Grupo motor-gerador  R$/kW
    Turbina a vapor  R$/kW
    Edificações, obras civis,
urbanização e benfeitorias  R$/kW
    Outros sistemas  R$/kW
    Equipamentos Casa de força,
Transformação e Conexão  R$/kW
    Custos indiretos  %

(Fls. 44 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 
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  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%  

(Fls. 45 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 
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  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  

(Fls. 47 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Núm. 
Parâmetro 1 
Parâmetro 2 
Parâmetro 3 
Parâmetro 4 
Parâmetro 5 
Ativo 
34 
0,50 IPCA 
0,15 MB30 
0,15 ME34 
0,20 PDM31 
  
Disjuntor 13,8 e 
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 
53 
0,35 IPCA 
0,10 PDM31 
0,20 FSO 
0,25 CU 
0,10 OIL 
Transformador de 
distribuição 
78 
0,45 IPCA 
0,10 PDM31 
0,15 FSO 
0,20 CU 
0,10 OIL 
Transformador de 
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.  
 
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  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  
                                        

(Fls. 48 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 
 
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(Fls. 49 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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: 
 
𝐵𝐴𝑅= 1,7982 ∙(𝐴𝐼𝑆)−0,21+1 ∙(𝐼𝑃𝐶𝐴1/𝐼𝑃𝐶𝐴0)0,21     (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: 
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  Grupo de Ativos      (% da BAR)  
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅 )
𝐴      25%    
Veículos (𝐵𝐴𝑅 )
𝑉      25%    
Sistemas (BAR )
I      50%    

(Fls. 50 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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 
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(Fls. 51 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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: 
𝑃𝑑 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; e  
𝑇 = Trajetória de Parcela B. 
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  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      r
P      9,54%    
Inflação            5,72%    
Custo de capital próprio real            3,62%    
  Custo de Capital de Terceiros              
Custo de dívida nominal      r
D      12,00%    
Custo de dívida real            5,82%    
  Custo Médio Ponderado              
WACC nominal depois de impostos      r
WACC      9,71%    
WACC real depois de impostos      r
WACC      3,77%    

(Fls. 55 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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. 
 
𝑇= (1 −√VPB
VPB′
𝑁
)      (19) 
 
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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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Perdas Técnicas percentuais sobre a energia que circula no segmento 
Perdas Não Técnicas 
sobre o Mercado de 
Baixa Tensão 
 
Alimentadores 
MT 
Transformadores 
MT/BT 
Circuitos 
BT 
Medidores 
Ramais 
Percentuais 
de 
referência 
para o 
segmento 
3,89% 
4,18% 
2,09% 
0,53% 
0,22% 
 
2,36% 
 
 
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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  Perdas Técnicas percentuais sobre a energia que circula no segmento          Perdas Não Técnicas
sobre o Mercado de
Baixa Tensão
  Alimentadores
MT  Transformadores
MT/BT  Circuitos
BT  Medidores  Ramais  
Percentuais de
referência para o
segmento  3,89%  4,18%  2,09%  0,53%  0,22%  2,36%

(Fls. 58 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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: 
 
∑
𝑅𝑖
(1+𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é)
𝑖
𝑛
𝑖=1
= ∑
𝑄𝑅𝑅𝑖+𝑅𝐶𝑖+𝐶𝑂𝑖
(1+𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é)
𝑖
𝑛
𝑖=1
       (20) 
 
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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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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:  
 
θ = {[exp(2,74 −0,417 ln(Pot) +  0,397)] + 1,24} × (
IPCAi
IPCA11/2006)     (26) 
 
onde: 
θ: custos operacionais em R$/MWh; 
Exp: exponencial; 
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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
ANEXO I 
 
 
Modelo de Laudo de Ativos 
A T I V O 
Unid. 
Qtde. Ativos 
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 
  
  
  
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
JOSE ROBERTO XAVIER MANCO,HALISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR JULIO CESAR REZENDE FERRAZ, DAVI ANTUNES LIMA, DIEGO LUIS BRANCHER
48580.000694/2016-00
    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      

(Fls. 62 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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. 
  
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
JOSE ROBERTO XAVIER MANCO,HALISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR JULIO CESAR REZENDE FERRAZ, DAVI ANTUNES LIMA, DIEGO LUIS BRANCHER
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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.    

(Fls. 63 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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. 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
JOSE ROBERTO XAVIER MANCO,HALISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR JULIO CESAR REZENDE FERRAZ, DAVI ANTUNES LIMA, DIEGO LUIS BRANCHER
48580.000694/2016-00
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.    

(Fls. 64 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 - 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. 
 
 
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
JOSE ROBERTO XAVIER MANCO,HALISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA
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48580.000694/2016-00
  MVAR  
Quantidade de Disjuntores 138kV  unid.  
Quantidade de Disjuntores 69kV  unid.  
Quantidade de Disjuntores 34,5kV  unid.  
Quantidade de Disjuntores 13,8kV  unid.  

(Fls. 65 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
ANEXO II 
 
Banco de Preços Referenciais – Valores por Módulos 
(Ref.: 09/2011) 
 
Código 
Módulo 
Descrição Módulo 
Unid. 
Valor (R$) 
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 
JOSE ROBERTO XAVIER MANCO,HALISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR JULIO CESAR REZENDE FERRAZ, DAVI ANTUNES LIMA, DIEGO LUIS BRANCHER
48580.000694/2016-00
  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                    

(Fls. 66 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Código 
Módulo 
Descrição Módulo 
Unid. 
Valor (R$) 
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 
TFC01 
TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 34,5/13,8kV 
MVA 
y = -86,83*MVA2+ 
40.509,16*MVA+24.077,25 
TFC02 
TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 69/34,5kV 
MVA 
y = -126,54*MVA2+ 
59.027,63*MVA +35.084,00 
TFC03 
TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 69/13,8kV 
MVA 
y = -124,05*MVA2+ 
57.870,22*MVA + 34.396,08 
TFC04 
TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 138/69kV 
MVA 
y = -40,43*MVA2+ 
61.709,28*MVA + 41.721,59 
TFC05 
TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 138/34,5kV 
MVA 
y = -39,63*MVA2+ 
60.475,09*MVA + 40.887,16 
TFC06 
TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 138/13,8kV 
MVA 
y = -38,82*MVA2+ 
59.240,90*MVA + 40.052,73 
BCC01 
BANCO DE CAPACITORES EM 13,8kV 
MVAR 
y = -622,28*MVAR2+ 
73.997,89*MVAR – 9.999,72 
BCC02 
BANCO DE CAPACITORES EM 34,5kV 
MVAR 
y = -700,07*MVAR2+ 
83.247,63*MVAR – 11.249,68 
BCC03 
BANCO DE CAPACITORES EM 69kV 
MVAR 
y = -777,85*MVAR2+ 
92.497,37*MVAR – 12.499,64 
BCC04 
BANCO DE CAPACITORES EM 138kV 
MVAR 
y = -742,07*MVAR2+ 
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 
JOSE ROBERTO XAVIER MANCO,HALISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR JULIO CESAR REZENDE FERRAZ, DAVI ANTUNES LIMA, DIEGO LUIS BRANCHER
48580.000694/2016-00
  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  
TFC01      TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 34,5/13,8kV              y = -86,83*MVA2+  
              MVA        
                    40.509,16*MVA+24.077,25  
                      
TFC02      TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 69/34,5kV              y = -126,54*MVA2+  
              MVA        
                    59.027,63*MVA +35.084,00  
                      
TFC03      TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 69/13,8kV              y = -124,05*MVA2+  
              MVA        
                    57.870,22*MVA + 34.396,08  
                      
TFC04      TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 138/69kV              y = -40,43*MVA2+  
              MVA        
                    61.709,28*MVA + 41.721,59  
                      
TFC05      TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 138/34,5kV              y = -39,63*MVA2+  
              MVA        
                    60.475,09*MVA + 40.887,16  
                      
TFC06      TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO - 138/13,8kV              y = -38,82*MVA2+  
              MVA        
                    59.240,90*MVA + 40.052,73  
                      
BCC01      BANCO DE CAPACITORES EM 13,8kV              y = -622,28*MVAR2+  
              MVAR        
                    73.997,89*MVAR – 9.999,72  
                      
BCC02      BANCO DE CAPACITORES EM 34,5kV              y = -700,07*MVAR2+  
              MVAR        
                    83.247,63*MVAR – 11.249,68  
                      
BCC03      BANCO DE CAPACITORES EM 69kV              y = -777,85*MVAR2+  
              MVAR        
                    92.497,37*MVAR – 12.499,64  
                      
BCC04      BANCO DE CAPACITORES EM 138kV              y = -742,07*MVAR2+  
              MVAR        
                    95.017,20*MVAR – 13.079,02  
                      
COC01      CONEXÃO EM 13,8kV        unid.      139.595,56  

(Fls. 67 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Código 
Módulo 
Descrição Módulo 
Unid. 
Valor (R$) 
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 
JOSE ROBERTO XAVIER MANCO,HALISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR JULIO CESAR REZENDE FERRAZ, DAVI ANTUNES LIMA, DIEGO LUIS BRANCHER
48580.000694/2016-00
  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  

(Fls. 68 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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   
 
Revisão 
Motivo da revisão 
Instrumento de 
aprovação pela ANEEL 
Data de 
Vigência 
1.0 
Primeira versão aprovada 
(após realização da AP 111/2012) 
Resolução Normativa nº 
621/2014 
 De 
14/08/2014 a 
22/03/2015 
1.1 
Segunda versão aprovada 
(após realização da AP 59/2014) 
Resolução Normativa nº 
652/2015 
A partir de 
23/03/2015 
1.2 
terceira versão aprovada 
(após realização da AP 62/2015) 
Resolução Normativa 
nºXXX/2015 
A partir de 
XXX/03/2016 
 
Proret
Procedim entos de 
Regulação Tarifária
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
JOSE ROBERTO XAVIER MANCO,HALISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA
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48580.000694/2016-00
              Instrumento de      Data de  
  Revisão      Motivo da revisão              
              aprovação pela ANEEL      Vigência  
                      
1.0      Primeira versão aprovada
(após realização da AP 111/2012)      Resolução Normativa nº
621/2014      De
14/08/2014 a
22/03/2015    
1.1      Segunda versão aprovada
(após realização da AP 59/2014)      Resolução Normativa nº
652/2015      A partir de
23/03/2015    
1.2      terceira versão aprovada
(após realização da AP 62/2015)      Resolução Normativa
nºXXX/2015      A partir de
XXX/03/2016    

(Fls. 69 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 
 
 
 
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
JOSE ROBERTO XAVIER MANCO,HALISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR JULIO CESAR REZENDE FERRAZ, DAVI ANTUNES LIMA, DIEGO LUIS BRANCHER
48580.000694/2016-00

(Fls. 70 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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:  
 
 
IRT = VPA1 + VPB0x(IVI ± X)
RA
   (1) 
 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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, utilizando-
se 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) 
 
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(Fls. 74 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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:  
 
TMEC = ∑
CEi
n
i=1
∑
ECi
n
i=1
      (3) 
 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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: 
 
CESuprimento = ∑(ECSuprimentoi X PRSuprimentoi) (5)
n
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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: 
 
CEGP = ∑(PRGPi,j × ECGPi)
n
i=1
(6) 
 
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: 
 
PRGPj = PRGPo ×
IVj
IV0
(7) 
 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
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: 
 
CSDDRP = ∑(MUSDP−p × TUSDP−p + MUSDFP−p × TUSDFP−p)
p
1
+ ∑(EMp X TUSDE−p)
p
1
(8) 
 
 
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 Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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: 
 
 
CSTDRP = ∑[MUSTFP−p × (TUSTFP−RBp + TUSTFP− FRp) + MUSTP−p × (TUSTP−RBp + TUSTP−FRp)] (9)
p
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 
= ∑(𝐶𝑜𝑏𝑒𝑟𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓á𝑟𝑖𝑎𝑖,𝑗− 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟  𝐹𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑖,𝑗) × 𝐼𝑉𝐼1
𝐼𝑉𝐼 𝑗−1
   (15)
12
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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: 
 
 
IRTTotal = VPA1 + VPB0x(IVI ± X)
RA
+ IRTFIN   (16) 
 
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 Fin = Índice de Reajuste Tarifário Anual Financeiro. 
 
 
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(Fls. 89 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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:  
   
 
𝐼𝑅𝑇𝐹𝐼𝑁= ∑𝐶𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠 (𝑅$)
𝑅𝐴0 ∗(1 + 𝑟𝑚)
    (17) 
 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 
TARIFAS ATUALIZADAS 
 
PARCELA “A” DRP 
𝑽𝑷𝑨𝟏 
ENCARGOS SETORIAIS 
PARCELA “B” DRA  
V𝐏𝐁𝟎 
FINANCEIROS 
- NEUTRALIDADE ENCARGOS 
- REPASSSE INDICADORES  
- AJUSTE PIS/COFINS 
𝑰𝑹𝑻𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍= 𝑽𝑷𝑨𝟏+ 𝑽𝑷𝑩𝟎∗(𝑰𝑽𝑰± 𝑿)
𝑹𝑨𝟎
+ 𝑰𝑹𝑻𝑭𝑰𝑵 
𝐅𝐈𝐍𝐓𝐎𝐓=
 𝑭𝑰𝑵𝑨𝑪𝑬𝑰𝑹𝑶𝑺
𝑹𝑨𝟎∗𝒓𝒎
 
 
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(Fls. 92 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
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  
 
Revisão 
Motivo da revisão 
Instrumento de 
aprovação  
Data de Vigência 
1.0 
Primeira versão aprovada 
após realização da AP 
19/2011 
Resolução Normativa nº 
537/2013 
15/3/2013 a 23/3/2014 
1.1 
Revisão aprovada  
após realização da AP 
108/2012 
Resolução Normativa nº 
607/2014 
24/3/2014 a 22/12/2014 
1.2 
Primeira versão aprovada 
após realização da AP 
037/2014 
Resolução Normativa nº 
6392014 
23/12/2014 a 
14/04/2015 
1.3 
Revisão aprovada após 
realização da AP 48/2014 
Resolução Normativa nº 
657/2015 
A partir de 15/04/2015 
2.0 
Revisão aprovada após 
realização da AP 62/2015 
Resolução Normativa nº 
xxx/2016 
A partir de xx/xx/2016 
 
 
Proret
Procedim entos de 
Regulação Tarifária
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Revisão  Motivo da revisão  Instrumento de
aprovação  Data de Vigência
1.0  Primeira versão aprovada
após realização da AP
19/2011  Resolução Normativa nº
537/2013  15/3/2013 a 23/3/2014
1.1  Revisão aprovada
após realização da AP
108/2012  Resolução Normativa nº
607/2014  24/3/2014 a 22/12/2014
1.2  Primeira versão aprovada
após realização da AP
037/2014  Resolução Normativa nº
6392014  23/12/2014 a
14/04/2015
1.3  Revisão aprovada após
realização da AP 48/2014  Resolução Normativa nº
657/2015  A partir de 15/04/2015
2.0  Revisão aprovada após
realização da AP 62/2015  Resolução Normativa nº
xxx/2016  A partir de xx/xx/2016

(Fls. 93 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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 Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
 
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  
 
       
Revisão 
 
Motivo da revisão 
Instrumento de 
aprovação pela ANEEL 
 
Data de Vigência 
1.0 
Primeira versão aprovada 
após realização da AP 
62/2015 
Resolução Normativa nº 
XXX 
A partir de  
 
 
 
 
Proret
Procedim entos de 
Regulação Tarifária
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aprovação pela ANEEL  Data de Vigência
1.0  Primeira versão aprovada
após realização da AP
62/2015  Resolução Normativa nº
XXX  A partir de

(Fls. 99 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
ÍNDICE 
 
1. 
OBJETIVO ........................................................................................................................................................ 2 
2. 
ABRANGÊNCIA............................................................................................................................................... 2 
3. 
CALCULO DA RECEITA REQUERIDA, ENCARGO DE RESPONSABILIDADE DA DISTRIBUIDORA 
E ESTRUTURA TARIFÁRIA .................................................................................................................................. 2 
 
 
 
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(Fls. 100 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 
PERMISSIONÁRIA 
PARLCEA B 
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 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 4BB5FE400035D1AA CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
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    PARLCEA B
TETO (R $)
PERMISSIONÁRIA    
    
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  

(Fls. 103 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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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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

(Fls. 104 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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. 
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(Fls. 107 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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. 
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(Fls. 108 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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. 
 
 
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(Fls. 109 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
ANEXO III – DATAS DE REAJUSTE E REVISÃO TARIFÁRIA PARA AS 
PERMISSIONÁRIAS QUE ASSINAREM O TERMO ADITIVO PROPOSTO 
 
DISTRIBUIDORA 
DATA DO PRÓXIMO 
REAJUSTE 
DATA DA PRÓXIMA 
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 
JOSE ROBERTO XAVIER MANCO,HALISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR JULIO CESAR REZENDE FERRAZ, DAVI ANTUNES LIMA, DIEGO LUIS BRANCHER
48580.000694/2016-00
  DATA DO PRÓXIMO
REAJUSTE    DATA DA PRÓXIMA
DISTRIBUIDORA      
      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

(Fls. 110 da Nota Técnica no 90/2016-SRM/SGT/ANEEL, de 18/3/2016). 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 
JOSE ROBERTO XAVIER MANCO,HALISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR JULIO CESAR REZENDE FERRAZ, DAVI ANTUNES LIMA, DIEGO LUIS BRANCHER
48580.000694/2016-00
                
  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