AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL 
 
 
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.003, DE 1º DE FEVEREIRO DE 2022 
 
 
Aprova a estrutura e os Submódulos dos 
Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, e 
consolida a regulamentação acerca dos processos 
tarifários, 
aplicáveis 
a 
concessionárias 
e 
permissionários de serviços públicos de distribuição, 
transmissão e geração de energia elétrica, revoga as 
Resoluções Normativas nº 435, de 24 de maio de 
2011; nº 457, de 8 de novembro de 2011; nº 478, de 
3 de abril de 2012 e dá outras providências 
 
 
Texto Compilado 
 
Voto 
 
Anexos 
 
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso de suas 
atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto no Decreto 
10.139, de 28 de novembro de 2019, e na Portaria nº 6.405, de 27 de maio de 2020, e o que consta do 
Processo nº 48500.000823/2021-63, resolve: 
 
CAPÍTULO I 
DISPOSIÇÕES PRELIMINARES 
 
Art. 1º Definir a estrutura dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, que consolida 
a regulamentação acerca dos processos tarifários, aplicáveis a concessionárias e permissionárias de 
distribuição, transmissão e geração de energia elétrica e a consumidores de energia elétrica de suas 
respectivas áreas de concessão. 
 
§ 1º O PRORET será composto pelos seguintes módulos: 
 
I – Módulo 1: Introdução; 
II – Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição; 
III – Módulo 3: Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição; 
IV– Módulo 4: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição; 
V – Módulo 5: Encargos Setoriais; 
VI – Módulo 6: Demais Procedimentos; 
VII – Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição; 
VIII – Módulo 8: Permissionárias de Distribuição; 
IX – Módulo 9: Concessionárias de Transmissão;

X – Módulo 10: Ordem e Condições de Realização dos Processos Tarifários e Requisitos de 
Informações e Obrigações Periódicas; 
XI – Módulo 11: Comercialização; e 
XII – Módulo 12: Concessionárias de Geração. 
 
§ 2º A relação dos submódulos que compõe cada um dos módulos listados no parágrafo 
anterior consta do Anexo I desta Resolução. 
 
Art. 2º Aprovar as versões de cada submódulo do PRORET, conforme consta do Anexo I e dos 
Anexos XI a LXXVII desta Resolução. 
 
Parágrafo único. Os Submódulos de que trata o caput estão disponíveis no endereço SGAN – 
Quadra 603 – Módulos I e J – Brasília – DF, bem como no endereço eletrônico www.aneel.gov.br. 
 
CAPÍTULO II 
DAS AVALIAÇÕES DE RESULTADO REGULATÓRIO 
 
Art. 3º Os seguintes submódulos do PRORET serão objeto de Avaliação de Resultado 
Regulatório – ARR, conforme prazos especificados: 
 
I - submódulos 2.1, 2.1 A, 2.4, 9.1, 12.1 e 12.3 do PRORET: após decorridos 6 (seis) anos, 
contados de 1º de abril de 2020; 
 
II - seção 4.1 dos submódulos 2.5 e 2.5 A do PRORET: após decorridos 4 (quatro) anos, contados 
de 1º de abril de 2020; 
 
III - demais seções dos submódulos 2.5 e 2.5 A do PRORET: os estudos necessários à ARR 
deverão ser iniciados tão logo haja dados relativos a 2 (dois) anos completos de vigência das novas regras; 
 
IV - submódulos 4.2, 4.3, 4.4 e 6.1 do PRORET: até 1 de setembro de 2025. 
 
CAPÍTULO III 
DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA 
 
Art. 4º A data inicial de aplicação do Banco de Preços Referenciais na metodologia de Base de 
Remuneração Regulatória das concessionárias de distribuição de energia elétrica é 1º de junho de 2016. 
 
Art. 5º Aprovar, na forma dos Anexos II, III e IV, os procedimentos para credenciamento de 
pessoas jurídicas interessadas na execução de serviços de avaliação dos ativos imobilizados em serviço das 
concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, para fins da composição da base de 
remuneração. 
 
CAPÍTULO IV 
DOS PROCESSOS TARIFÁRIOS DE PERMISSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO

Art. 6º Fixar, na Tabela 1 do Anexo V, os valores de densidade de carga, subvenção anual e data 
de referência da subvenção para as cooperativas cujas supridoras passaram por revisão tarifária nos anos 
de 2015 ou 2016, disponível no endereço eletrônico http://www.aneel.gov.br/biblioteca. 
 
CAPÍTULO V 
DAS COTAS-PARTES DE ITAIPU E DE ANGRA 1 E 2 
 
Art. 7º As cotas-partes das centrais de geração Angra 1 e Angra 2 e da usina Hidrelétrica de 
Itaipu serão publicadas anualmente até o dia 30 de novembro do oitavo ano anterior ao ano de vigência. 
 
Parágrafo único. Excepcionalmente no ano de 2018, serão calculadas as cotas-partes com 6 
(seis), 7 (sete) e 8 (oito) anos de antecedência, correspondentes aos anos de 2024, 2025 e 2026, e 
publicadas até o dia 31 de dezembro. 
 
Art. 8º Excepcionalmente, nos processos de definição dos montantes de potência e das cotas- 
partes, bem como de revisão da receita de venda da energia elétrica proveniente das Centrais de Geração 
Nucleoelétricas Angra 1 e 2 homologados a partir da data de publicação desta Resolução, os consumos 
internos e as perdas na rede elétrica de que trata o Submódulo 12.6 do PRORET serão definidos com base 
nos valores realizados, conforme dados de contabilização da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 
– CCEE, nos trinta e seis meses anteriores à 1º de outubro de 2018. 
 
Parágrafo único. Os valores dos consumos internos e das perdas na rede elétrica de que trata o 
caput vigorarão até 31 de dezembro de 2023. 
 
CAPÍTULO VI 
DOS COMPONENTES FINANCEIROS 
 
Art. 9º Estabelecer que, quanto ao cálculo de componentes financeiros dos reajustes e revisões 
tarifárias das distribuidoras, o Contrato de Compra e Venda de Energia – CCE de que trata o item 6 do 
Submódulo 11.1 do PRORET deve ser considerado para fins de apuração da glosa de energia e do nível de 
contratação da distribuidora, nos termos do Submódulos 4.2 e 4.3 dos Procedimentos de Regulação 
Tarifária. 
 
Art. 10. A obrigação de pagamento definida no § 4º do art. 10 da Resolução Normativa nº 885, 
de 23 de junho de 2020, se dará pela multiplicação do valor unitário da conta covid alocada na Tarifa de 
Energia - TE pelo respectivo montante de energia não vinculado ao faturamento do Contrato de Compra de 
Energia Regulada – CCER. 
 
§1º O valor unitário, em R$/MWh, de que trata o caput será publicado nas Resoluções 
Homologatórias das distribuidoras de energia elétrica. 
 
§2º Nos processos tarifários, o correspondente valor faturado pelas distribuidoras, atualizado 
mensalmente pela SELIC, será considerado como componente financeiro redutor da quota do encargo CDE 
– COVID alocado na Tarifa de Energia – TE. 
 
CAPÍTULO VII 
DO SISTEMA DE INTELIGÊNCIA ANÁLITICA DO SETOR ELÉTRICO

Art. 11. A obrigação disposta no art. 5º da Resolução ANEEL nº 674, de 9 de dezembro de 
2002, ou alterações supervenientes, encerra-se quando da substituição por completo do Sistema de 
Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica - SAMP pelo Sistema de 
Inteligência Analítica do Setor Elétrico – SIASE. 
 
§ 1º. Os reembolsos dos benefícios tarifários concedidos aos usuários dos serviços de 
distribuição de energia, de que tratam os itens 3.2.2, 3.2.6 e 8 do Submódulo 5.2 do PRORET, ou alterações 
supervenientes, continuarão a ser realizados conforme regulamentos atualmente vigentes até o prazo 
previsto no caput. 
 
§ 2º. A substituição de sistemas prevista no caput será declarada por despacho da 
Superintendência de Gestão Tarifária, que definirá a data para o fim das obrigações disposta no art. 5º da 
Resolução ANEEL nº 674, de 9 de dezembro de 2002, ou alterações supervenientes. 
 
Art. 12. Até a entrada em vigor da nova sistemática de reembolso dos benefícios tarifários 
estabelecida pelo Submódulo 5.2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, as distribuidoras 
devem, até o dia 30 de março de cada ano, encaminhar à ANEEL as informações dos beneficiários dos 
descontos custeados com a Conta de Desenvolvimento Energético do ano anterior, conforme instruções 
da ANEEL. 
 
CAPÍTULO VIII 
DO AGRUPAMENTO DE ÁREAS DE CONCESSÃO 
 
Art. 13. As áreas de concessão atendidas por distribuidoras de energia elétrica sujeitas a 
controle societário comum poderão ser agrupadas, com a unificação dos respectivos termos contratuais, 
mediante solicitação das concessionárias e avaliação da ANEEL. 
 
Art. 14. A solicitação das concessionárias deve ser enviada à ANEEL, com cópia a todos os 
Conselhos de Consumidores afetados, até 31 de agosto do ano anterior ao do efetivo agrupamento, 
mediante apresentação de documento que contenha, no mínimo, as características gerais das concessões 
que serão agrupadas, a operação escolhida para a reorganização societária e a justificativa para o 
agrupamento quanto à sua racionalidade operacional e econômica. 
 
Art. 15. A ANEEL analisará a solicitação das concessionárias quanto ao atendimento à 
racionalidade operacional e econômica e deliberará pela unificação a partir de 1° de janeiro do ano 
seguinte ao da solicitação. 
 
Art. 16. A data-base dos reajustes e revisões da concessionária agrupada consistirá na data- 
base do último processo tarifário previsto dentre as concessionárias originais no primeiro ano do 
agrupamento. 
 
§1º Será realizada revisão tarifária no primeiro processo da concessionária agrupada quando 
todos os contratos das concessionárias originais previrem revisões no ano do agrupamento. 
 
§2º Nos demais casos, será aplicada a seguinte regra à concessionária agrupada:

I - na sua primeira data-base será realizado reajuste de tarifas; 
 
II - a sua primeira revisão tarifária será estabelecida na data-base subsequente ou concomitante 
à revisão prevista de qualquer uma das concessionárias originais, prorrogando-se esta data por um ano 
apenas se for coincidente com a do inciso I. 
 
Art. 17. Para os casos contidos no §2º do art. 16, a ANEEL aplicará regras transitórias nos 
reajustes tarifários subsequentes ao agrupamento, até a primeira revisão tarifária da concessionária 
agrupada. 
 
§1º No primeiro reajuste tarifário, serão observadas as regras previstas nos Procedimentos de 
Regulação Tarifária – PRORET e os seguintes critérios: 
 
I - os valores da Parcela A e dos Componentes Financeiros serão calculados pela soma dos 
valores definidos para cada uma das concessionárias originais, como se ainda operassem de forma 
desagrupada; 
 
II - o percentual regulatório de Receitas Irrecuperáveis será calculado pela média dos 
percentuais regulatórios definidos na última revisão tarifária das concessionárias originais, ponderada pela 
receita faturada verificada no período de referência de doze meses anterior ao reajuste da concessionária 
agrupada; 
 
III - a Parcela B Total será calculada pela soma dos valores da Parcela B das concessionárias 
originais; 
 
IV - a Parcela B da concessionária original será calculada pela multiplicação da Tarifa de Uso do 
Sistema de Distribuição Fio B – TUSD FIO B publicada no último processo tarifário pelo mercado do período 
de referência de 12 meses anteriores ao reajuste da concessionária agrupada, atualizada monetariamente 
e pelo Fator X, quando o agrupamento for de empresas que aderiram ao contrato de concessão, nos termos 
da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, do Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012 e do Decreto nº 
8.461, de 2 de junho de 2015. Para empresas não aderentes ao contrato de concessão nos termos da 
legislação anteriormente citada, a Parcela B da concessionária original será calculada pela fórmula 
paramétrica constante da Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão. 
 
V - no caso das concessionárias originais apresentarem datas distintas para seus processos 
tarifários, as tarifas serão compensadas pela diferença decorrente do diferimento do cálculo da Parcela B; 
adicionalmente ao cômputo de ajuste econômico – ajuste de variação de indicador econômico de correção 
no cálculo da Parcela B considerando o período desde o último processo tarifário, será computado 
componente financeiro de Postergação de Data-Base -TUSD e componente de postergação de Data-base – 
TE; 
 
VI - os componentes de Ganhos de Produtividade - Pd e de Trajetória de Custos Operacionais - 
T do Fator X serão calculados pelas médias dos valores obtidos para cada concessionária original na 
última revisão tarifária realizada, ponderados pelos respectivos valores da Parcela B sem o Fator X;

VII - o componente Q do Fator X, correspondente à qualidade técnica e comercial do serviço 
prestado ao consumidor, será calculado pela média dos valores obtidos para cada concessionária original 
no reajuste da concessionária agrupada, ponderados pelos respectivos valores da Parcela B sem o Fator X; 
 
VIII - a ANEEL calculará os novos percentuais da trajetória de Perdas Técnicas e Perdas Não 
Técnicas para a concessionária agrupada até a sua próxima revisão tarifária, pela média dos percentuais 
regulatórios definidos na última revisão tarifária das concessionárias originais, ponderados, 
respectivamente, pela energia injetada e pelo mercado de referência de baixa tensão dessas 
concessionárias verificados no período de referência de doze meses anteriores ao reajuste da 
concessionária agrupada. Na ausência de valor regulatório para Perdas Técnicas e Não Técnicas para a 
concessionária original a partir de sua data-base anterior, será prorrogado o último valor estabelecido para 
essa concessionária. 
 
§2º Nos demais reajustes, deverão ser adotados os seguintes procedimentos: 
 
I - o percentual regulatório de Receitas Irrecuperáveis e os valores dos componentes de Ganhos 
de Produtividade - Pd e de Trajetória de Custos Operacionais - T do Fator X serão os mesmos calculados no 
§1º. 
 
§3º Até o primeiro processo tarifário da concessionária agrupada, o Sistema de 
Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP deverá ser alimentado 
com dados discriminados de cada concessionária original. Caso se aplique transição nas tarifas em acordo 
com o §4º deste artigo, o envio dos dados discriminados para cada concessionária original deverá ser 
realizado até a primeira revisão tarifária da concessionária agrupada. 
 
§4º Até a primeira revisão tarifária da concessionária agrupada, ANEEL poderá aplicar 
procedimento que parcele ao longo do tempo a variação das tarifas nos subgrupos e nas modalidades 
tarifárias. 
 
Art. 18. Após o primeiro reajuste tarifário, enquanto forem considerados períodos de apuração 
de indicadores anteriores à unificação contratual, deverão ser adotados os seguintes conformidade com as 
regras do PRORET: 
 
I - os valores históricos apurados dos indicadores que compõem as parcelas de qualidade 
técnica e comercial serão consolidados por meio da agregação dos dados das concessionárias originais; 
 
II - na agregação dos valores históricos apurados dos indicadores de teleatendimento, serão 
considerados apenas os dados das concessionárias originais que possuíam a obrigação de implantar Central 
de Teleatendimento - CTA; 
 
III - os valores dos limites dos indicadores de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade 
Consumidora – DEC, de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC e de 
Frequência Equivalente de Reclamação - FER serão obtidos a partir da média ponderada por número de 
unidades consumidoras dos limites das concessionárias originais.

Art. 19. Serão mantidos os limites anuais definidos em resolução específica para os indicadores 
de DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras das concessionárias originais. 
 
Parágrafo único. Caso a aplicação da sistemática contida no §2º do art. 16 resulte na ausência 
de limites de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras da concessionária original no segundo 
ano da unificação contratual, ficam prorrogados os limites de DEC e FEC do ano anterior para esses 
conjuntos. 
 
Art. 20. Até a definição de um novo limite pela ANEEL, o limite de FER da concessionária 
agrupada será aquele definido para o grupo de concessionárias estabelecido na Resolução Normativa nº 
574, de 20 de agosto de 2013, ou em suas sucessoras, observando-se o número de unidades consumidoras 
da concessão agrupada. 
 
Art. 21. Concessionárias com mercado inferior a 500 GWh que adquirem energia elétrica de 
agente supridor nos termos do art. 16 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, e cujo mercado supere 
esse limite após o agrupamento deverão reduzir os seus contratos com o agente supridor à razão de um 
quinto ao ano, com o encerramento integral em cinco anos, conforme Módulo 11 do PRORET. 
 
Art. 22. Para as concessionárias cujos contratos tenham sido prorrogados nos termos da Lei nº 
12.783, de 2013, os limites anuais de Duração Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade 
Consumidora – DECi e de Frequência Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade 
Consumidora - FECi da concessionária agrupada serão calculados pela média dos valores de cada 
concessionária original, estabelecidos no Anexo II dos referidos contratos, ponderada pelo número de 
unidades consumidoras verificado em dezembro do ano anterior ao agrupamento. 
 
Art. 23. Concessionárias agrupadas com mais de 60 mil unidades consumidoras deverão 
disponibilizar, desde a unificação dos contratos, serviço de teleatendimento aos seus clientes. 
 
Art. 24. A concessionária agrupada deverá manter, para fins comerciais, fiscais e contábeis, o 
histórico individualizado das operações das concessionárias originais, bem como o histórico dos registros 
da contabilidade regulatória e societária, pelo período legal previsto. 
 
Art. 25. Os registros contábeis das concessionárias originais devem ser unificados a partir de 
primeiro de janeiro, quando se inicia a operação e os lançamentos contábeis da concessionária agrupada, e 
devem atender aos seguintes procedimentos: 
 
§1º Após a unificação dos registros contábeis, todos os relatórios enviados à ANEEL devem ser 
referentes à concessionária agrupada. 
 
§2º Os saldos iniciais das contas da concessionária agrupada devem ser resultantes da fiel 
consolidação contábil dos registros das concessionárias originais. 
 
§3º Na unificação dos registros contábeis, os encontros de conta entre ativos e passivos 
deverão se limitar às concessionárias originais.

§4º Após a realização de todo o processo de unificação de ativos, o Relatório de Controle 
Patrimonial - RCP deverá ser emitido e enviado na forma consolidada, no prazo estabelecido no Manual de 
Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE. 
 
Art. 26. O agrupamento das áreas de concessões não dispensa anuência prévia da ANEEL para as 
movimentações a serem realizadas, em conformidade com a regulação vigente. 
 
Art. 27. Os eventuais custos decorrentes do agrupamento não serão repassados, sob hipótese 
alguma, às tarifas pagas pelos consumidores. 
 
Art. 28. A concessionária agrupada deverá ter um único Conselho de Consumidores, o qual 
deve ser constituído de acordo com o procedimento estabelecido em regulamento específico. 
 
Art. 29. Aplica-se o disposto nesta Resolução para os agrupamentos das áreas de concessão 
ocorridos a partir do ano de 2017. 
 
CAPÍTULO IX 
DO PIS/PASEP E COFINS 
 
Art. 30. Autorizar a inclusão, no valor total a ser pago pelos consumidores e demais usuários 
das despesas relativas ao PIS/Pasep e à Cofins efetivamente incorridas pela distribuidora no exercício da 
atividade de distribuição de energia elétrica. 
 
Parágrafo único. Em função de eventual variação mensal da alíquota efetiva do PIS/Pasep e da 
Cofins, bem como da defasagem entre o valor pago e o correspondente valor repassado para os usuários, 
a distribuidora poderá compensar essas eventuais diferenças no mês subsequente. 
 
CAPÍTULO X 
DAS TARIFAS INICIAIS PARA COOPERATIVAS DE ELETRIFICAÇÃO RURAL 
 
Art. 31. Os procedimentos e critérios definidos nesta Resolução aplicam-se às cooperativas de 
eletrificação rural que não se enquadraram nos critérios de definição das tarifas básicas, conforme previsto 
nos §§ 6º e 7º do art. 13 da Resolução Normativa nº 205, de 2005, ou alterações supervenientes. 
 
Parágrafo único. As definições utilizadas nesta Resolução são aquelas adotadas nos 
Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET. 
 
Art. 32. As tarifas iniciais de aplicação serão fixadas pela ANEEL, com base nos critérios definidos 
nesta Resolução, e serão aplicadas pela permissionária a partir da data de referência contratual constante 
da Tabela 1 e observando o cronograma constante da Tabela 4 do Anexo VI desta Resolução. 
 
§ 1º A aplicação das tarifas iniciais está condicionada à assinatura do Contrato de Permissão 
para prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica em até 15 (quinze) dias antes da data 
de referência contratual. 
 
§ 2º A ANEEL irá disponibilizar o valor teto de Parcela B em até 60 (sessenta) dias antes da data 
de referência contratual.

§ 3º A ANEEL irá publicar as tarifas de suprimento no(s) processo(s) tarifário(s) da(s) supridora(s) 
antecedente à data de referência contratual, estando condicionada sua aplicação à assinatura do contrato 
de permissão. 
 
§ 4º Excepcionalmente, para as cooperativas com data de referência contratual entre abril e 
maio, as tarifas iniciais poderão ser aplicadas a partir da assinatura do Contrato de Permissão. 
 
Art. 33. O cálculo da Receita Requerida será feito considerando as premissas a seguir. 
 
§ 1º A Parcela B de referência será definida adotando-se o Submódulo 8.1 do PRORET. A data- 
base de cálculo da Parcela B será conforme Tabela 2 do Anexo VI desta Resolução, devendo ser atualizada 
pelo IPCA entre a data de referência de preços e o mês anterior à data de referência contratual. 
 
§ 2º O laudo de ativos deverá observar a data-base dos ativos conforme a Tabela 2 do Anexo VI 
desta Resolução e deverá ser entregue em até 90 dias antes da data de referência contratual. 
 
§ 3º Na valoração dos ativos, exclusivamente para Subestações em 69 kV e 138 kV, será utilizado 
o Banco de Preços de Referência ANEEL, aplicado no segmento de transmissão de energia elétrica e 
aprovado pela Resolução Homologatória nº 758, de 2009, e alterações supervenientes. 
 
§ 4º A Parcela B final será resultante do pleito da permissionária, conforme Submódulo 8.4 do 
PRORET, limitado ao teto de Parcela B, calculado como sendo 20% (vinte por cento) superior à Parcela B de 
referência. 
 
§ 5º A Parcela A será definida de acordo com o Submódulo 8.2 do PRORET. 
 
§ 6º Os custos regulatórios de compra de energia e de uso dos sistemas de distribuição serão 
definidos pelas tarifas vigentes, nos montantes estabelecidos pelo Submódulo 8.2 do PRORET, a partir do 
desconto aplicado no último processo tarifário da principal supridora, sendo os novos descontos, para fins 
de regularização, definidos conforme a seguir: 
 
a) caso a tarifa inicial de aplicação do subgrupo B1 – classe residencial resulte superior à tarifa 
do subgrupo B1 – classe residencial atual da principal supridora, mantém-se os descontos atuais, aplicados 
no último processo tarifário da supridora; 
 
b) caso a tarifa inicial de aplicação do subgrupo B1 – classe residencial resulte inferior à tarifa 
do subgrupo B1 – classe residencial atual da principal supridora, inicia-se a retirada dos descontos, 
observando-se o impacto máximo de 10% (dez por cento) sobre a receita requerida, limitada à tarifa da 
supridora. Para a retirada dos descontos, comparam-se duas receitas. A primeira será obtida considerando 
a Parcela B de referência deflacionada pelo IPCA e pelo crescimento do mercado de baixa tensão, e para a 
construção da Parcela A consideram-se as tarifas de fornecimento do penúltimo processo tarifário da(s) 
supridora(s); a segunda será obtida considerando a Parcela B de referência deduzida da subvenção e a 
Parcela A, atualizada conforme Submódulo 8.2, sendo que os descontos percentuais para as tarifas de 
suprimento serão os calculados no último processo tarifário da(s) supridora(s). A retirada dos descontos 
deverá se iniciar pelo custo de uso do sistema de distribuição.

§ 7º Para o cálculo da Energia Requerida deverão ser definidas as perdas elétricas 
regulatórias, obtidas pela soma das perdas técnicas e não técnicas e das perdas na rede básica, conforme 
os critérios a seguir: 
 
a) serão reconhecidas as perdas reais, calculadas pela diferença entre o suprimento e 
fornecimento, até o limite de 13,89% (treze vírgula oitenta e nove por cento), excluída a perda na Rede 
Básica. Para fins de estrutura tarifária, será considerado como custo associado às perdas técnicas; 
 
b) para as permissionárias com perdas reais acima do limite definido no item anterior, as 
perdas regulatórias corresponderão a 75% (setenta e cinco por cento) das perdas reais e 25% (vinte e 
cinco por cento) do limite de 13,89% (treze vírgula oitenta e nove por cento), que vigorarão até a primeira 
revisão tarifária periódica. Para fins de estrutura tarifária, será considerado como custo associado às 
perdas técnicas o valor de 13,89% (treze vírgula oitenta e nove por cento) e acima desse valor, associado 
às perdas não técnicas. 
 
§ 8º Para as permissionárias que acessam a Rede Básica, os custos de transporte serão 
calculados com base na TUST do ponto de conexão. 
 
§ 9º A subvenção para compensar as cooperativas pela reduzida densidade de carga será 
calculada para aquelas que possuírem densidade inferior à da supridora, conforme a Tabela 3 do Anexo 
VI desta Resolução. Para o cálculo, serão adotados os procedimentos constantes do Submódulo 8.5 do 
PRORET, observando as datas-bases da Tabela 2 do Anexo VI desta Resolução. 
 
Art. 34. As tarifas iniciais de aplicação serão calculadas considerando os procedimentos e 
critérios definidos no Submódulo 8.3 do PRORET e as premissas a seguir. 
 
§ 1º Para definição da tarifa inicial, o Mercado de Referência considerará o período de 12 
(doze) meses imediatamente anterior ao segundo mês anterior à data de referência contratual. 
 
§ 2º As tarifas de referência da TUSD Transporte (Fio A e Fio B) e TUSD Perdas Técnicas, 
poderão ser propostas pela Cooperativa, sujeita à avaliação e aceitação pela ANEEL. As demais 
componentes serão definidas conforme Submódulo 8.3 do PRORET. 
 
§ 3º Os postos tarifários serão definidos juntamente com as tarifas iniciais. 
 
Art. 35. A permissionária deverá regularizar a celebração do Contrato de Uso do Sistema de 
Distribuição – CUSD e do Contrato de Compra de Energia Regulada – CCER junto às unidades 
consumidoras do grupo A, quando cabível, obedecendo ao disposto na Resolução Normativa nº 414, de 
2010 e demais regulamentos da ANEEL, em até 180 (cento e oitenta) dias após a celebração do contrato 
de permissão. 
 
§ 1º As unidades consumidoras dos subgrupos A3a, A4 e AS com demanda contratada inferior 
a 150 kW poderão ser enquadradas na modalidade tarifária convencional binômia até o primeiro reajuste 
tarifário após a regularização. As unidades consumidoras com demanda superior ou igual a 150 kW

deverão ser enquadradas nas modalidades tarifárias horárias azul ou verde, em até 180 (cento e oitenta) 
dias após a celebração do contrato de permissão. 
 
§ 2º No ato da regularização, a permissionária deverá notificar os responsáveis pelas unidades 
consumidoras enquadradas na modalidade convencional binômia sobre a extinção desta modalidade a 
partir do primeiro reajuste tarifário após a regularização, apresentando as informações elencadas nas 
alíneas “a” a “e” do inciso IV do § 6º do art. 57 da REN nº 414, de 2010, e alterações supervenientes. 
 
Art. 36. As permissionárias deverão celebrar o Contrato de Comercialização de Energia com 
Agente Supridor e os Contratos de Uso dos Sistemas de Distribuição — CUSD ou Contratos de Uso do 
Sistema de Transmissão — CUST, conforme regulamentação disposta na Resolução Normativa nº 506, de 
2012 e nº 68, de 2004, e alterações supervenientes. 
 
§ 1º Os contratos deverão ser assinados em até 60 (sessenta) dias após a data de assinatura do 
Contrato de Permissão. 
 
§ 2º Em virtude da regularização, a alteração ou rescisão do CUSD com o agente supridor não 
implicará nos prazos e penalidades constantes dos Art.º 63 e 70-A da REN 414, de 2010, e alterações 
supervenientes. 
 
Art. 37. No primeiro ano tarifário, caso a permissionária decida adquirir pelas modalidades 
constante dos incisos I, II e IV do item 7 do Submódulo 11.1 do PRORET, e esta aquisição implique na 
redução dos montantes contratados com o(s) atual(is) agente(s) supridor(es), aplicar-se-á as regras 
constantes do Art. 63-A e 70-A da Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, e alterações 
supervenientes. 
 
Art. 38. Os valores iniciais dos serviços cobráveis, definidos no art. 102 da Resolução Normativa 
nº 414, de 2010, e alterações supervenientes, serão estabelecidos tomando-se como parâmetro o valor 
homologado pela ANEEL no último processo tarifário para a principal supridora da permissionária. 
 
CAPÍTULO XI 
DAS DISTRIBUIDORAS DESIGNADAS 
 
Art. 39 . Definir as condições adicionais a serem aplicadas às Distribuidoras Designadas com a 
finalidade de assegurar a continuidade da prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica 
até a assunção por novo concessionário a ser outorgado por meio de licitação. 
 
Parágrafo único. Distribuidora Designada é o órgão ou entidade da administração pública 
federal responsável, por decisão do Poder Concedente, pela prestação do serviço público de distribuição 
de energia elétrica em razão da não prorrogação de determinada concessão conforme §1º do art. 9º da Lei 
n. 12.783, de2013, bem como a pessoa jurídica sob controle direto ou indireto de Estado, do Distrito Federal 
ou de Município, que seja designada para a mesma finalidade e autorizada pela União a utilizar as 
prerrogativas constantes dos §§ 2º ao 6º do art. 9º da Lei n. 12.783, de 2013.

Seção I 
Da Receita 
 
Art. 40. A Distribuidora Designada deverá aplicar os resultados homologados pela ANEEL dos 
reajustes e das revisões tarifárias, ressalvado o disposto no art. 45. 
 
§ 1° A condição de que trata o caput se aplicará durante o período de designação para 
prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, sendo limitado nos casos de pessoa 
jurídica sob controle direto ou indireto de Estado, do Distrito Federal ou de Município ao prazo definido 
no inciso II do § 1°-C do art. 8° da Lei n. 12.783, de 2013. 
 
§ 2° As revisões tarifárias serão processadas com avaliação completa das Bases de 
Remuneração Regulatórias. 
 
§ 3° É de inteira responsabilidade das Distribuidoras Designadas fornecer as informações 
necessárias aos processos tarifários nos prazos estabelecidos pelo Submódulo 10.1 dos Procedimentos de 
Regulação Tarifária - PRORET. 
 
Art. 41. O gestor dos fundos setoriais Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, da Conta de 
Desenvolvimento Energético – CDE e da Reserva Global de Reversão – RGR fica autorizado a contratar e 
repassar os recursos dos respectivos fundos às Distribuidoras Designadas, ressalvado o disposto no art. 
45. 
 
§ 1° A condição de que trata o caput se aplicará durante o período de designação para 
prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, sendo limitado nos casos de pessoa 
jurídica sob controle direto ou indireto de Estado, do Distrito Federal ou de Município ao prazo definido 
no inciso II do § 1°-C do art. 8° da Lei n. 12.783, de 2013. 
 
§ 2° Fica a Boa Vista Energia S. A. autorizada a contratar e receber os recursos de que trata o 
caput, a partir da data que assumir, por determinação do Poder Concedente, a prestação do serviço 
público de distribuição na área anteriormente atendida pela Companhia Energética de Roraima – CERR. 
 
Art. 42. O nível regulatório de perdas técnicas e não técnicas a ser utilizado nos processos 
tarifários e no cálculo do nível eficiente de perdas para fins de reembolso da CCC para as concessionárias 
Amazonas Distribuidora de Energia S. A., Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA, Boa Vista Energia 
S. A., Companhia Energética de Roraima – CERR, entre os anos de 2016 e 2026, observará o disposto no 
art. 4º da Lei n. 13.299, de 2016. 
 
§ 1° Entre 22 de junho de 2016 e o dia anterior ao processo tarifário de 2016, será utilizado o 
nível de perdas efetivamente realizado. 
 
§2° Entre o processo tarifário de 2016 e o dia anterior ao processo tarifário de 2017, os níveis 
regulatórios de perdas técnicas e não técnicas serão os níveis efetivamente realizados no ano de 2015.

§ 3º Entre o processo tarifário de 2017 e o dia anterior ao processo tarifário de 2026, 10% (dez 
por cento) a diferença entre os níveis reais e os níveis regulatórios de 2015 será deduzida do nível 
regulatório definido no processo tarifário de 2016, a cada ano. 
 
§ 4° Os novos referenciais regulatórios de perdas técnicas e não técnicas serão homologados 
por ato específico da ANEEL. 
 
Art. 43. A Distribuidora Designada fica autorizada a destinar os recursos das compensações por 
violação dos limites de qualidade referentes à continuidade do serviço e ao nível de tensão em regime 
permanente de que tratam os itens 2.13 da seção 8.1 e 5.11 da seção 8.2 do Módulo 8 dos Procedimentos 
de Distribuição – PRODIST, ou o que vier a sucedê-los, para a realização de investimentos na área de 
concessão. 
 
§ 1° A condição de que trata o caput se aplicará durante o período de designação para 
prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, sendo limitado nos casos de pessoa jurídica 
sob controle direto ou indireto de Estado, do Distrito Federal ou de Município ao prazo definido no inciso 
II do § 1°-C do art. 8° da Lei n. 12.783, de 2013. 
 
§2° A condição de que trata o caput é válida para: 
 
I – Compensações por violação dos indicadores de nível de tensão em regime permanente a 
serem creditadas na fatura a partir da publicação desta Resolução. 
 
II – Compensações por violação dos indicadores de continuidade referentes ao período de 
apuração do mês civil de publicação desta Resolução em diante, incluídos os períodos de apuração 
trimestrais e anuais não concluídos. 
 
§3º Os valores de compensação serão calculados pela distribuidora, conforme regulamentado 
no Módulo 8 do PRODIST, para fins de acompanhamento e fiscalização pela ANEEL, e deverão ser 
contabilizados na conta Obrigações Vinculadas ao Serviço Público de Energia Elétrica (Obrigações Especiais). 
 
Seção II 
Do Empréstimo da RGR 
 
Art. 44. O gestor do fundo RGR fica autorizado a conceder empréstimo à Distribuidora 
Designada, necessário para assegurar a Remuneração Adequada prevista no art. 11 da Portaria n. 388, de 
2016-MME, com o objetivo de criar condições para a continuidade e a prestação adequada do serviço, 
ressalvado disposto no art. 45. 
 
§ 1° A condição de que trata o caput se aplicará durante o período de designação para 
prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, sendo limitado nos casos de pessoa jurídica 
sob controle direto ou indireto de Estado, do Distrito Federal ou de Município ao prazo definido no inciso 
II do § 1°-C do art. 8° da Lei n. 12.783, de 2013.

§ 2° As obrigações contraídas pelo órgão ou entidade de que trata o caput na prestação 
temporária do serviço serão assumidas pelo novo concessionário, nos termos do edital de licitação. 
 
§ 3° A Remuneração Adequada de Referência, mensal, estimada considerando a geração 
operacional de caixa, deduzida dos investimentos em reposição e os juros da dívida líquida, será 
homologada por meio de ato específico da ANEEL, ficando a Superintendência de Fiscalização Econômica e 
Financeira – SFF autorizada a homologar os valores relativos às pessoas jurídicas sob controle direto ou 
indireto de Estado, do Distrito Federal ou de Município, desde que utilizada a mesma metodologia 
empregada no cálculo dos valores relativos aos órgãos ou entidades da administração pública federal e que 
haja ato do Poder Concedente estendendo a tais distribuidoras as prerrogativas constantes dos §§ 2º ao 6º 
do art. 9º da Lei n. 12.783, de 2013. 
 
§ 4° A cada trimestre, a partir do resultado do quarto trimestre de 2016, será homologado, por 
meio de Despacho da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, o valor mensal da 
Remuneração Adequada Realizada, calculado conforme parâmetros definidos no Anexo VII. 
 
§ 5° A liberação mensal fica limitada ao menor valor entre a disponibilidade de recursos da 
RGR, a Remuneração Adequada de Referência, mensal, e o último valor homologado da Remuneração 
Adequada Realizada, mensal. 
 
§ 6° Não havendo recursos suficientes, as parcelas mensais serão limitadas de forma 
proporcional ao déficit acumulado para todos os beneficiários do empréstimo, podendo os valores retidos 
serem liberados nos meses subsequentes com atualização da Selic, desde que haja disponibilidade de 
recursos. 
 
§ 7° Com vistas a garantir a continuidade do serviço, a 1ª parcela compreenderá o início do 
período de designação até o 10º dia do mês subsequente ao mês da primeira liberação. 
 
§ 8° Para a 2ª parcela em diante, deverá ser considerada as necessidades de caixa dos 30 (trinta) 
dias subsequentes e as liberações deverão ocorrer em todo dia 10 ou no primeiro dia útil subsequente, 
com valores calculados conforme §5º, ressalvado o disposto no art. 45. 
 
§ 9° A taxa de juros a ser utilizada para o empréstimo será de 111% (cento e onze por cento) da 
taxa SELIC. 
 
§ 10. A amortização de principal e de pagamento de juros terão carência de 12 (doze) meses 
após a assunção da concessão pelo novo concessionário sendo que, finalizada a carência, a amortização do 
empréstimo será feita em 36 parcelas mensais e iguais. 
 
§ 11. O gestor do Fundo da RGR deverá exigir a constituição de garantias por meio de recebíveis 
das designadas e de eventual indenização pela extinção da concessão para assegurar a amortização do 
empréstimo, estando previamente autorizadas a constituição dessas garantias pelas designadas. 
 
§ 12. Para as demais cláusulas e condições dos contratos de empréstimos, o gestor do Fundo 
da RGR deverá observar as práticas usuais do mercado financeiro.

§ 13. O inadimplemento na amortização do empréstimo gerará, além dos juros de que trata o 
§ 9º, multa de 2% (dois por cento) e juros de mora de 1% (hum por cento) a.m. 
 
Seção III 
Da Gestão 
 
Art. 45. A partir do início do período de designação, a Distribuidora Designada deverá zelar pela 
continuidade e pela adequação do serviço prestado, com priorização para os seguintes parâmetros: 
 
I - Adimplência setorial. 
II - Perdas de Energia Elétrica. 
III - Custos Operacionais. 
IV - Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora —DEC. 
V - Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora —FEC. 
VI - Qualidade da informação prestada à ANEEL 
VII - Cumprimento de determinações da fiscalização da ANEEL. 
 
§ 1º No que se refere ao inciso I, a Distribuidora Designada deverá manter-se adimplente com 
todas as obrigações intrassetoriais cujos pagamentos devam ser efetuados durante o período de 
designação para prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica. 
 
§ 2º No que se refere aos incisos II, III, IV e V, a Distribuidora Designada deve buscar a 
convergência com os referenciais regulatórios de cada um dos indicadores, observando os limites 
homologados em ato específico da ANEEL. 
 
§ 3º No que se refere ao inciso III, a forma de cálculo seguirá os Anexo VIII e IX e a referência 
serão os custos de Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outros (PMSO Ajustado), com e sem Despesas 
de Provisões utilizados para a Remuneração Adequada de Referência e homologados em ato específico da 
ANEEL, com atualização monetária trimestral pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA a 
partir de 1º de julho de 2015. 
 
§ 4º No que se refere ao inciso VI, toda a informação encaminhada à ANEEL pela Distribuidora 
Designada deve ser assinada por seu dirigente máximo, depois de atestada por um Conselho Fiscal. 
 
§ 5º Cada Distribuidora Designada deverá encaminhar à ANEEL, em 10 (dez) dias contados da 
publicação da Presente Resolução para os órgãos ou entidades de administração pública federal e 30 
(trinta) dias contados do ato do MME que estenda as prerrogativas constantes dos §§ 2º a 6º do art. 9º da 
Lei n. 12.783, de 2013 para a pessoa jurídica sob controle direto ou indireto de Estado, do Distrito Federal 
ou de Município, um Plano de Prestação Temporária do Serviço relativo ao período da designação 
observando os indicadores definidos nos incisos I a VII, bem como as restrições impostas nos §§ 1º a 4º. 
 
§ 6º Os dirigentes máximos da Distribuidora Designada deverão comparecer mensalmente à 
ANEEL, a partir de janeiro de 2017, para prestar contas a respeito da execução do Plano de Prestação 
Temporária do Serviço, apresentando os resultados alcançados em cada um dos indicadores monitorados, 
bem como ações implantadas e em fase de implementação para cumprimento do referido plano.

§ 7º Os dirigentes máximos da Distribuidora Designada e do sócio controlador deverão 
encaminhar trimestralmente à ANEEL, a partir do resultado do quarto trimestre de 2016, relatório, atestado 
pelo Conselho Fiscal, relativo ao cumprimento do Plano de Prestação Temporária do Serviço até sua efetiva 
conclusão contendo, no mínimo, a comparação entre as condições definidas pela ANEEL e os resultados 
alcançados para cada um dos indicadores monitorados, bem como ações implantadas e em fase de 
implementação para cumprimento do plano proposto. 
 
§ 8º Os dirigentes máximos da Distribuidora Designada e do sócio controlador deverão assinar o 
Termo de Compromisso, constante do Anexo X, como condição de precedente para a liberação dos recursos 
de CCC, CDE e RGR, do empréstimo com recursos da RGR e da aplicação de reajustes e revisões tarifárias. 
 
§ 9º A qualquer tempo a ANEEL poderá solicitar informações adicionais relativas à prestação do 
serviço de distribuição pelas Distribuidoras Designadas. 
 
§ 10. Em caso de descumprimento das condições e limites estabelecidos para qualquer dos 
indicadores definidos nos incisos I a VII, atestado pela análise dos relatórios trimestrais relativos ao 
cumprimento do Plano de Prestação Temporária do Serviço, e sem causa justificável, a ANEEL poderá 
determinar, por meio de ato específico, a suspensão dos repasses de recursos de CCC, CDE e RGR, do 
empréstimo com recursos da RGR e da aplicação de reajustes e revisões tarifárias, no todo ou em parte. 
 
Seção IV 
Da Inadimplência Intrassetorial Anterior à Designação 
 
Art. 46. Eventuais créditos junto aos fundos setoriais CCC, CDE e RGR, relativos ao período 
anterior à designação, poderão ser utilizados para pagamentos dos credores intrassetoriais da Distribuidora 
Designada, listados no cadastro de inadimplentes do setor elétrico, cujos créditos são relativos ao mesmo 
período. 
 
§ 1º O gestor dos fundos setoriais CCC, CDE e RGR deverá, em até 10 (dez) dias contados da 
publicação desta Resolução, encaminhar à ANEEL os créditos das Distribuidoras Designadas, apurados até 
5 de agosto de 2016, junto aos fundos setoriais. 
 
§ 2º As Distribuidoras Designadas poderão solicitar à ANEEL a utilização dos créditos para a 
finalidade descrita no caput devendo discriminar cada um dos débitos setoriais, o valor histórico, o valor 
corrigido e a competência a que se refere o débito. 
 
§ 3º Uma vez que o crédito intrassetorial seja considerado, de modo incontroverso, elegível ao 
repasse tarifário ou à cobertura por fundo setorial, o gestor dos fundos setoriais será autorizado, por ato 
específico, a transferir os créditos junto aos fundos setoriais diretamente para os credores das 
Distribuidoras Designadas. 
 
§ 4º Os repasses de que trata o § 3º deverão ser feitos pela ordem de antiguidade do débito, do 
mais antigo para o mais novo.

Seção V 
Da CCC 
 
Art. 47. O direito à sub-rogação dos benefícios do rateio da CCC, para implantação de novas 
instalações de linhas de distribuição com vistas à interligação de sistemas isolados das Distribuidoras 
Designadas, deve ser adequado à seguinte sistemática de reembolso: 
 
§ 1º A Distribuidora Designada deverá manifestar seu interesse em obter a sub-rogação da CCC, 
nos termos deste artigo. 
 
§ 2º Compete à ANEEL homologar os investimentos prudentes considerados na elaboração do 
projeto básico, calcular o montante a ser sub-rogado e fiscalizar a aplicação da sub-rogação da CCC. 
 
§ 3º O projeto de implantação das linhas de distribuição deverá estabelecer os marcos de 
implantação do empreendimento, as condições para pagamento das parcelas do investimento, o 
cronograma de execução físico-financeiro do empreendimento, e os termos para a cessão de créditos de 
reembolso da CCC. 
 
§ 4º O reembolso da CCC dar-se-á de modo parcelado em cronograma compatível com a 
execução físico-financeira do empreendimento. 
 
§ 5º O cronograma dos dispêndios da CCC, de que trata o § 4º, poderá ter início antecipado em 
relação ao cronograma físico das obras e conclusão após a entrada em operação comercial do 
empreendimento. 
 
§ 6º A cessão de créditos de reembolso da CCC de que trata o § 2º deste artigo será instituída 
com o objetivo de estabelecer as condições de garantia do cumprimento da obrigação de pagamento do 
órgão ou entidade da administração pública federal para com a empresa contratada para implantação das 
linhas de distribuição. 
 
§ 7º Para assegurar o cumprimento das obrigações de pagamento de que trata o § 3º deste 
artigo, o órgão ou entidade da administração pública federal cederá à empresa contratada para 
implantação das linhas de distribuição, em caráter irrevogável e irretratável, os créditos de reembolso da 
CCC de que trata o art. 3º da Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009. 
 
§ 8º Os recursos provenientes da sub-rogação deverão ser aplicados exclusivamente na 
implantação do empreendimento, nos termos aprovados pela ANEEL, sob pena de responsabilização dos 
dirigentes da Distribuidora Designada. 
 
Seção VI 
Do Regime de Sanções 
 
Art. 48. Fica estabelecido o regime excepcional de sanções regulatórias a ser aplicado às 
Distribuidoras Designadas, priorizando o caráter exclusivamente orientativo e/ou determinativo, sem a 
imposição de penalidades, das ações fiscalizadoras cujos Termos de Notificação sejam emitidos durante o 
período de vigência das designações.

§ 1º O regime a que se refere o caput aplica-se, além de às penalidades descritas na Resolução 
Normativa nº 846, de 11 de junho de 2019, às descritas na Resolução Normativa nº 223, de 29 de abril de 
2003, ou alterações supervenientes. 
 
§ 2º Os Termos de Notificação emitidos anteriormente às Portarias de designação, 
independentemente de ter havido a emissão de Auto de Infração, terão regular tramitação nos termos da 
Resolução Normativa nº 846, de 11 de junho de 2019, ou alterações supervenientes. 
 
CAPÍTULO XII 
DO SISTEMA DE ACOMPANHAMENTO DE INFORMAÇÕES DE MERCADO – SAMP 
 
Seção I 
Das Definições Gerais 
 
Art. 49. Estabelecer, na forma desta Resolução, os procedimentos para implantação do Sistema 
de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP, em substituição ao 
“Acompanhamento de Mercado Padronizado – AMP”. 
 
Art. 50. Para os fins e efeitos desta Resolução são adotados os seguintes conceitos e definições 
usuais: 
 
I - MODALIDADE DE MERCADO: conjunto homogêneo de informações de mercado conforme 
relacionado a seguir: 
 
a) Fornecimento Faturado de Energia Elétrica: conjunto de informações das quantidades físicas 
e monetárias referentes ao fornecimento mensal de energia elétrica ao consumidor final; 
b) Energia Elétrica Comprada para Revenda: conjunto de informações das quantidades físicas e 
monetárias de energia elétrica comprada, detalhado por empresa vendedora; 
c) Energia Elétrica Vendida: conjunto de informações das quantidades físicas e monetárias de 
venda de energia elétrica, detalhado por empresa compradora; 
d) Receita de Uso no Transporte de Energia Elétrica: conjunto de informações das quantidades 
físicas e monetárias referentes a receita de uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição, detalhado 
por empresa acessada; 
e) Despesa de Uso no Transporte de Energia Elétrica: conjunto de informações das quantidades 
físicas e monetárias referentes a despesa de uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição, detalhado 
por empresa acessante; e 
f) Balanço de Energia Elétrica: conjunto de informações da quantidade de energia elétrica, em 
MWh, detalhadas pelas disponibilidades e pelos requisitos do mercado de energia elétrica da 
concessionária; 
 
II - PACOTE DE MERCADO: informações enviadas à ANEEL contendo uma ou mais Modalidades 
de Mercado;

III - EMPRESA DECLARANTE: concessionária ou permissionária de serviço público de geração, 
transmissão ou de distribuição obrigada a enviar mensalmente à ANEEL, por intermédio do SAMP, suas 
informações de mercado; 
 
IV - EMPRESA CORRELACIONADA: empresa do setor que possui relações contratuais de compra 
e venda com a empresa declarante, inclusive com o Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE e o 
Operador Nacional do sistema Elétrico – ONS; 
 
V - IDENTIFICAÇÃO DO USUÁRIO: reconhecimento eletrônico, por meio de senha, da empresa 
declarante; 
 
VI - PERFIL DO USUÁRIO: configuração automática no SAMP das modalidades de mercado com 
apresentação obrigatória pela empresa declarante; 
 
VII - TIPO DA INFORMAÇÃO: qualifica o conjunto das informações de mercado encaminhado 
pela concessionária, conforme indicado a seguir: 
 
a) Mensal: conjunto de informações de mercado referente ao mês de competência; e 
b) Retificadora: conjunto de informações de mercado que retificam àquelas inicialmente 
encaminhadas; 
 
VIII - NATUREZA DA INFORMAÇÃO: identifica a característica básica do pacote de mercado 
recebido da concessionária, conforme itemização a seguir: 
 
a) Regular: informações básicas de mercado sem a inclusão de fatos excepcionais, os quais, por 
orientação da ANEEL, necessitem ser apresentados em destaque; 
b) RTE: valores da Recomposição Tarifária Extraordinária, apurados mensalmente nas faturas 
de fornecimento de energia elétrica com base nos §§ 1° e 16° do art. 4° da Lei n° 10.438, de 26 de abril de 
2002; e 
c) Refaturamento: representa as informações de fornecimento de energia elétrica de meses 
anteriores apresentadas no mês em curso; 
 
IX - SITUAÇÃO DA INFORMAÇÃO: identifica a situação temporal da informação recebida da 
concessionária, conforme qualificado a seguir: 
 
a) No Prazo: registro das informações protocoladas eletronicamente no SAMP até a data limite 
estabelecida pela ANEEL; e 
b) Fora do Prazo: registro das informações protocoladas eletronicamente no SAMP após a data 
limite estabelecida pela ANEEL; 
 
X - COMPETÊNCIA: mês e ano a que se referem as informações encaminhadas à ANEEL; 
 
XI - VIGÊNCIA: data de início e término de validade de determinada informação; 
 
XII - ACEITE DO PACOTE: aceitação na base de dados oficiais da ANEEL de um determinado 
pacote de mercado;

XIII - ADMINISTRADOR DO SISTEMA: equipe de técnicos da Superintendência de Gestão 
Tarifária – SGT, responsável pela administração das informações e atualização da estrutura de dados do 
SAMP; e 
 
XIV - SUPORTE DO SISTEMA: equipe de técnicos da Superintendência de Gestão Técnica da 
Informação – SGI, responsável pela manutenção e suporte tecnológico do SAMP. 
 
Seção II 
Da Estrutura de Dados 
 
Art. 51. A estrutura de dados do SAMP é constituída dos elementos de mercado que, 
organizados em linhas de mercado e identificados pelas correlações entre empresas, definem o conjunto 
de informações por modalidade de mercado, conforme explicitado a seguir: 
 
I - Elementos de Mercado: informações identificadoras da estrutura de dados de cada 
modalidade de mercado, conforme exemplificado a seguir: 
 
QUADRO I 
 
 
II - Linha de Mercado: associação dos elementos de mercado que definem uma informação da 
modalidade de mercado, conforme exemplificado a seguir: 
 
QUADRO II 
 
 
III - Correlação entre Empresas: relações contratuais da empresa declarante do SAMP com os 
demais agentes do setor (empresas correlacionadas), conforme exemplificado a seguir:

QUADRO III 
Modalidade de 
Mercado 
Correlação 
entre 
Empresas 
Energia Comprada 
para Revenda – 
Contratos 
Iniciais 
Empresa 
Declarante 
Concessionária A 
Vendedor 
Concessionária B 
Venda 
de Energia 
Elétrica 
 – 
Contratos 
Iniciais 
Empresa 
Declarante 
Concessionária B 
Comprador Concessionária A 
Despesa de Uso de 
Transporte- 
Conexão 
Empresa 
Declarante 
Concessionária C 
Acessado 
Concessionária D 
Receita de uso de 
Transporte- 
Conexão 
Empresa 
Declarante 
Concessionária D 
Acessante 
Concessionária C 
 
Seção III 
Da Estrutura de Funcional do Sistema 
 
Art. 52 . O SAMP é constituído dos seguintes módulos funcionais: 
 
I - Módulo de Captação de Dados: utilizado pelas empresas declarantes para o envio das 
informações via “internet” pelo “site” de relacionamento entre a ANEEL e as concessionárias, com as 
seguintes funcionalidades: 
 
a) Importar Dados: permite selecionar um arquivo no ambiente computacional da empresa 
declarante, devidamente formatado, e importá-lo para o SAMP; 
b) Preparar Dados: permite a digitação de informações ou alteração das informações 
anteriormente importadas; 
c) Enviar Dados: permite encaminhar as informações à ANEEL após concluído o preenchimento 
dos dados por digitação ou importação; 
d) Consulta: permite à empresa declarante consultar suas informações cadastradas na base de 
dados oficiais da ANEEL; e 
e) Ajuda: disponibiliza as instruções para a formatação dos arquivos a serem importados, as 
informações sobre os elementos, as linhas de mercado e a correlação entre empresas que compõem cada 
modalidade de mercado; 
 
II - Módulo de Administração do Sistema: utilizado exclusivamente pela Superintendência de 
Gestão Tarifária – SGT, da ANEEL, para verificar e controlar o recebimento de toda informação encaminhada 
e adotar as medidas cabíveis para seu “aceite”, com as seguintes funcionalidades:
Modalidade de
Mercado  Correlação
entre
Empresas      
Energia Comprada
para Revenda –
Contratos
Iniciais  Empresa
Declarante  Concessionária A  Vendedor  Concessionária B
Venda de Energia
Elétrica –
Contratos
Iniciais  Empresa
Declarante  Concessionária B  Comprador  Concessionária A
Despesa de Uso de
Transporte-
Conexão  Empresa
Declarante  Concessionária C  Acessado  Concessionária D
Receita de uso de
Transporte-
Conexão  Empresa
Declarante  Concessionária D  Acessante  Concessionária C

a) Pacotes em Análise: permite verificar o recebimento de informação retificadora, fora do 
prazo, devidamente justificada, e que, após a análise pela ANEEL, poderá ser transferida para a base de 
dados oficiais do SAMP substituindo as informações originalmente encaminhadas; 
b) Ocorrências: permite verificar toda informação recebida na ANEEL, podendo ser pesquisada 
pelos seguintes parâmetros: 
 
(i) por concessionária declarante; 
(ii) por Modalidade de Mercado; 
(iii) por Mês de Competência; 
(iv) por Situação da Informação (no prazo ou fora do prazo); 
(v) por Tipo da Informação (mensal ou retificadora); 
c) Inadimplência: permite identificar as empresas inadimplentes na data do envio de suas 
informações mensais à ANEEL, sujeitas à imposição de penalidade; 
d) Análise de Resultados: disponibiliza um conjunto de relatórios especificamente 
desenvolvido para permitir à Superintendência de Gestão Tarifária – SGT a análise crítica das informações 
recebidas; 
e) Consultas: disponibiliza consultas “on line” de informações de mercado parametrizadas 
pelos usuários do SAMP; 
f) Estrutura de Mercado: permite realizar a manutenção da estrutura de dados do SAMP, 
quanto a: 
 
(i) definição da estrutura básica da modalidade de mercado; 
(ii) alteração, inclusão ou exclusão dos itens que compõe cada elemento de mercado; 
(iii) alteração, inclusão ou exclusão das linhas de mercado; e 
(iv) alteração da vigência das informações que compõem a estrutura de dados; 
g) Empresa Declarante: permite definir o perfil do usuário da empresa declarante, por 
modalidades de mercado, e o vínculo com as empresas a ela relacionadas. 
 
Seção IV 
Das Regras de Envio das Informações 
 
Art. 53. A empresa declarante deverá encaminhar à ANEEL as informações mensais de 
mercado até a 24ª hora do último dia do mês subsequente ao mês de competência, nos termos do art. 52 
desta Resolução, cuja inadimplência sujeitará o infrator à imposição de penalidade de acordo com a 
Resolução Normativa n° 846, de 11 de junho de 2019, ou a que vier a sucedê-la. 
 
§ 1° O Diretor responsável pelas informações de mercado da empresa declarante deverá 
formalizar junto à ANEEL, por intermédio da Superintendência de Gestão Técnica da Informação – SGI, no 
prazo máximo de 10 dias úteis após a publicação desta Resolução, as seguintes providências: 
 
I - indicação dos técnicos autorizados a acessar o SAMP; e 
 
II - fornecimento do endereço eletrônico (e-mail) de comunicação exclusiva com a ANEEL, de 
caráter permanente e impessoal, para certificações, recibos ou avisos eletrônicos do SAMP.

§ 2° Quando do acesso ao SAMP o sistema identificará automaticamente o perfil do usuário 
da empresa declarante, suas modalidades de mercado e as relações contratuais com empresas do setor. 
 
§ 3° A empresa declarante deverá utilizar exclusivamente o endereço eletrônico (e-mail) 
samp@aneel.gov.br para comunicação com a ANEEL sobre qualquer assunto relacionado ao SAMP 
 
Seção V 
Das Regras Básicas para Recebimento das Informações 
 
Art. 54. As regras básicas para o “aceite” de um pacote de mercado no banco de dados oficiais 
da ANEEL estão estabelecidas no SAMP conforme detalhado a seguir:  
 
QUADRO IV 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
§ 1° Ocorrendo alguma irregularidade o SAMP automaticamente rejeitará a informação, 
especialmente quando se verificar uma das seguintes ocorrências: 
 
I - Pacote MENSAL não completo: no mês de competência a concessionária é obrigada a 
encaminhar à ANEEL as informações de todas as modalidades de mercado definidas no seu perfil de 
usuário; 
 
II - Reenvio de pacote MENSAL do mesmo mês de competência: após o recebimento do pacote 
mensal o sistema somente aceita informações retificadoras que, à critério da ANEEL, poderão 
eventualmente substituir aquelas originalmente encaminhadas; 
 
III - Envio de pacote RETIFICADOR sem envio anterior de um pacote MENSAL: por uma questão 
lógica o sistema não aceita informações retificadoras de um determinado mês de competência cuja 
informação mensal ainda não tenha sido encaminhada; 
 
IV - Envio de pacote RETIFICADOR sem justificativa: toda e qualquer informação retificadora 
deverá conter, obrigatoriamente, justificativa explicitando o motivo da retificação; 
 
V - Envio de informações de COMPRA ou VENDA de energia “em branco” sem justificativa: 
toda informação de compra ou venda de energia elétrica está vinculada a um contrato entre as partes 
envolvidas, assim sendo, qualquer eventual descontinuidade na informação deverá ser justificada pela 
empresa declarante; e

VI - Informações com valores negativos: nenhuma informação de mercado poderá apresentar 
valores negativos, exceto no caso de refaturamento. 
 
§ 2° O SAMP enviará automaticamente à empresa declarante comunicado eletrônico sobre 
as irregularidades ocorridas. 
 
CAPÍTULO XIII 
DAS TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DAS USINAS HIDRELÉTRICAS COM CONCESSÕES 
PRORROGADAS NO ÂMBITO DA LEI N° 12.783/2013 
 
Art. 55. As Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSDs - das usinas hidrelétricas com 
concessões prorrogadas em regime de cotas seguirão as regras dos processos de reajuste e revisão das 
tarifas das concessionárias de distribuição, sendo a alteração da tarifa concatenada com a revisão ou 
reajuste das Receitas Anuais de Geração. 
 
CAPÍTULO XIII-A 
DAS OBRIGAÇÕES PARA CÁLCULO DA TUSDg 
(Incluído pela REN ANEEL 1.024, de 28.06.2022) 
 
Art. 55-A As distribuidoras que possuam instalações no nível de tensão de 138 kV ou 88 kV 
deverão encaminhar à ANEEL, até o dia 1º de março de cada ano, base de dados atualizada para fins de 
cálculo das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSDg, conforme orientações da ANEEL, as 
seguintes informações: (Incluído pela REN ANEEL 1.024, de 28.06.2022) 
 
I - representação das cargas; (Incluído pela REN ANEEL 1.024, de 28.06.2022) 
 
II - dados físicos das linhas de transmissão e transformadores de potência; e (Incluído pela 
REN ANEEL 1.024, de 28.06.2022) 
 
III - dados das centrais geradoras conectadas no nível de tensão de 138 kV e 88 kV. (Incluído 
pela REN ANEEL 1.024, de 28.06.2022) 
 
Art. 55-B As transmissoras deverão encaminhar à ANEEL os dados físicos das linhas de 
transmissão no nível de tensão de 138 kV ou 88 kV e dos transformadores de potência com tensão 
secundária igual a 138 kV ou 88 kV, até o dia 1º de março de cada ano. (Incluído pela REN ANEEL 1.024, 
de 28.06.2022) 
 
Art. 55-C O detalhamento e a forma de envio dos dados e informações referidas nos arts. 55- 
A e 55-B serão regulamentados nos PRODIST. Art. 55-D As distribuidoras deverão encaminhar à ANEEL, 
em até 60 dias após a sua assinatura, cópia dos CUSD e aditivos celebrados com centrais geradoras. 
(Incluído pela REN ANEEL 1.024, de 28.06.2022) 
 
Art. 55-D As distribuidoras deverão encaminhar à ANEEL, em até 60 dias após a sua assinatura, 
cópia dos CUSD e aditivos celebrados com centrais geradoras. (Incluído pela REN ANEEL 1.024, de 
28.06.2022)

CAPÍTULO XIV 
DAS DISPOSIÇÕES FINAIS 
 
Art. 56. Revogar os seguintes atos normativos: 
 
I – Resolução Normativa n° 435, de 24 de maio de 2011; 
II - Resolução Normativa n° 457, de 8 de novembro de 2011; 
III - Resolução Normativa n° 478, de 3 de abril de 2012; 
IV - Resolução Normativa n° 509, de 18 de setembro de 2012; 
V - Resolução Normativa n° 515, de 27 de novembro de 2012; 
VI - Resolução Normativa n° 537, de 5 de março de 2013; 
VII - Resolução Normativa n° 543, de 2 de abril de 2013; 
VIII - Resolução Normativa n° 549, de 7 de maio de 2013; 
IX - Resolução Normativa n° 562, de 9 de julho de 2013; 
X - Resolução Normativa n° 604, de 11 de março de 2014; 
XI - Resolução Normativa n° 608, de 25 de março de 2014; 
XII - Resolução Normativa n° 635, de 2 de dezembro de 2014; 
XIII - Resolução Normativa n° 640, de 16 de dezembro de 2014; 
XIV - Resolução Normativa n° 643, de 16 de dezembro de 2014; 
XV - Resolução Normativa n° 650, de 27 de fevereiro de 2015; 
XVI - Resolução Normativa n° 652, de 17 de março de 2015; 
XVII - Resolução Normativa n° 660, de 28 de abril de 2015; 
XVIII - Resolução Normativa n° 686, de 17 de novembro de 2015; 
XIX - Resolução Normativa n° 703, de 15 de março de 2016; 
XX - Resolução Normativa n° 704, de 22 de março de 2016; 
XXI - Resolução Normativa n° 716, de 3 de maio de 2016; 
XXII - Resolução Normativa n° 721, de 24 de maio de 2016; 
XXIII - Resolução Normativa n° 723, de 31 de maio de 2016; 
XXIV - Resolução Normativa n° 748, de 29 de novembro de 2016; 
XXV - Resolução Normativa n° 761, de 21 de fevereiro de 2017; 
XXVI - Resolução Normativa n° 770, de 30 de maio de 2017; 
XXVII - Resolução Normativa n° 773, de 27 de junho de 2017; 
XXVIII - Resolução Normativa n° 774, de 27 de junho de 2017; 
XXIX - Resolução Normativa n° 785, de 10 de outubro de 2017; 
XXX - Resolução Normativa n° 788, de 24 de outubro de 2017; 
XXXI - Resolução Normativa n° 791, de 14 de novembro de 2017; 
XXXII - Resolução Normativa n° 803, de 23 de janeiro de 2018; 
XXXIII - Resolução Normativa n° 806, de 6 de março de 2018; 
XXXIV - Resolução Normativa n° 807, de 6 de março de 2018; 
XXXV - Resolução Normativa n° 812, de 3 de maio de 2018; 
XXXVI - Resolução Normativa n° 813, de 3 de maio de 2018; 
XXXVII - Resolução Normativa n° 816, de 22 de maio de 2018; 
XXXVIII - Resolução Normativa n° 828, de 2 de outubro de 2018; 
XXXIX - Resolução Normativa n° 831, de 30 de outubro de 2018; 
XL - Resolução Normativa n° 835, de 4 de dezembro de 2018;

XLI - Resolução Normativa n° 837, de 18 de dezembro de 2018; 
XLII - Resolução Normativa n° 845, de 21 maio de 2019; 
XLIII - Resolução Normativa n° 856, de 27 de agosto de 2019; 
XLIV - Resolução Normativa n° 860, de 26 de novembro de 2019; 
XLV - Resolução Normativa n° 865, de 17 de dezembro de 2019; 
XLVI - Resolução Normativa n° 872, de 18 de fevereiro de 2020; 
XLVII - Resolução Normativa n° 874, de 10 de março de 2020; 
XLVIII - Resolução Normativa n° 877, de 17 de março de 2020; 
XLIX - Resolução Normativa n° 880, de 7 de abril de 2020; 
L - Resolução Normativa n° 882, de 20 de abril de 2020; 
LI - Resolução Normativa n° 883, de 26 de maio de 2020; 
LII – Resolução Normativa n° 908, de 15 de dezembro de 2020; 
LIII - Resolução Normativa n° 900, de 8 de dezembro de 2020; 
LIV - Resolução Normativa n° 912, de 02 de fevereiro de 2021; 
LV – Resolução Normativa n° 926, de 16 de março de 2021; 
LVI – Resolução Normativa n° 939, de29 de junho de 2021; 
LVII – Resolução n° 674, de 9 de dezembro de 2002; 
LVIII – Resolução Normativa n° 521, de 11 de dezembro de 2012; 
LIX – Resolução Normativa n° 955, de 30 de novembro de 2021; 
LX – Resolução Normativa n° 958, de 7 de dezembro de 2021; e 
LXI – Resolução Normativa n° 925, de 31 de março de 2021. 
 
Art. 57. Revogar os seguintes dispositivos: 
 
I - art. 1º, 2º, 4º, 5º e 6º da Resolução Normativa n° 464, de 22 de novembro de 2011; 
II - art. 10 e 11 da Resolução Normativa n° 547, de 16 de abril de 2013; 
III - art. 26 da Resolução Normativa n° 581, de 11 de outubro de 2013; 
IV - art. 1° e 2° da Resolução Normativa n° 593, de 17 de dezembro de 2013; 
V - art. 1º, 2º, 3º, 4º, 5º e 8º da Resolução Normativa nº 607, de 18 de março de 2014; 
VI - art. 1°, 4° e 5° da Resolução Normativa n° 631, de 25 de novembro de 2014; 
VII - art. 1° e 2° da Resolução Normativa n° 639, de 9 de dezembro de 2014; 
VIII - art. 1° a 4° da Resolução Normativa nº 649, de 27 de fevereiro de 2015; 
IX - art. 1° e 2° da Resolução Normativa n° 657, de 14 de abril de 2015; 
X - art. 3°, 4°, 8° e 9° da Resolução n° 667, de 29 de novembro de 2002; 
XI - art. 2° da Resolução Normativa n° 694, de 15 de dezembro de 2015; 
XII - art. 4° e 6° da Resolução Normativa n° 745, de 22 de novembro de 2016; 
XIII - art. 4° da Resolução Normativa n° 746, de 22 de novembro de 2016; 
XIV - art. 2° da Resolução Normativa n° 754, de 13 de dezembro de 2016; 
XV - art. 7º da Resolução Normativa nº 775, de 27 de junho de 2017; 
XVI - art. 1°, 6° e 10 da Resolução Normativa n° 800, de 19 de dezembro de 2017; 
XVII - art. 1º e 2º da Resolução Normativa nº 818, de 19 de junho de 2018; 
XVIII - art. 17 a 20 da Resolução Normativa n° 819, de 19 de junho de 2018; 
XIX - art. 2° da Resolução Normativa n° 820, de 19 de junho de 2018; 
XX - art. 1° da Resolução Normativa n° 821, de 26 de junho de 2018; 
XXI - art. 2° da Resolução Normativa n° 830, de 23 de outubro de 2018; 
XXII - art. 1° e 2° da Resolução Normativa n° 836, de 11 de dezembro de 2018;

XXIII - art. 4° a 7° da Resolução Normativa n° 838, de 18 de dezembro de 2018; 
XXIV - art. 2° da Resolução Normativa n° 929, de 30 de março de 2021; e 
XXV - art. 1° e 8° Resolução Normativa n° 952, de 23 de novembro de 2021. 
 
Art. 58. Declarar consolidados os seguintes atos normativos: 
 
I - Resolução n° 23, de 5 de fevereiro de 1999, no tema “Reserva Global de Reversão”, 
conforme Portaria ANEEL n° 6.662, de 31 de maio de 2021; e 
 
II - Resolução Normativa n° 731, de 23 de agosto de 2016, no tema “Metodologia de Cálculo 
da Depreciação Acumulada de Usinas de Geração de Energia Elétrica”, conforme Portaria ANEEL n° 6.662, 
de 31 de maio de 2021. 
 
Art. 59. Esta Resolução entra em vigor em 1° de março de 2022. 
 
 
 
 
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA 
 
Este texto não substitui o publicado no D.O. de 07.02.2022, seção 1, p. 79, v. 160, n. 26 e o retificado no 
D.O. de 05.04.2022. 
 
(Alterados os submódulos 2.7 e 2.7A, pela REN ANEEL 1.047, de 08.11.2022) 
 
(Alterado o item 4 do Submódulo 2.1A do Proret, pela REN ANEEL 1.023, de 07.06.2022) 
 
(Revogado o item IX, do parág. 16 e o parág. 37 do Submódulo 11.1, pela REN ANEEL 1.120, de 
20.05.2025) 
 
(Alterados os parág. 5, 12 e 13 do Submódulo 11.1, pela REN ANEEL 1.120, de 20.05.2025)

ANEXO I 
 
ESTRUTURA DO PRORET – RELAÇÃO DE MÓDULOS E SUBMÓDULOS 
 
Quadro I – Versões Vigentes 
 
MÓDULOS 
Anexo 
Versão VIGÊNCIA 
Módulo 1 - INTRODUÇÃO 
- 
- 
- 
Submódulo 1.1 – Objetivos Gerais e Composição dos Módulos - 
- 
- 
Submódulo 1.2 – Fundamentos da Regulação 
- 
- 
- 
Submódulo 1.3 – Glossário e Termos Técnicos 
- 
- 
- 
Módulo 
2 
– 
REVISÃO 
TARIFÁRIA 
PERIÓDICA 
DAS 
CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO 
- 
- 
- 
Submódulo 2.1 – Procedimentos Gerais 
XI 
2.3 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 2.1 A – Procedimentos Gerais – Aditivo contratual 
2016 
XII 
2.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 2.2 – Custos Operacionais 
XIII 
4.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 2.5 – Fator X 
XVII 
4.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 2.5 A – Fator X – Aditivo 
contratual 2016 
XVIII 
3.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 2.6 – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis 
XIX 
2.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 2.6 A – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis XIV 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 2.7 – Outras Receitas 
XX 
2.2 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 2.7 A – Outras Receitas – Aditivo contratual 2016 
XXI 
1.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 2.8 – Geração Própria de Energia 
XXII 
1.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 2.1 – Procedimentos Gerais 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XI 
2.4 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 2.1 – Procedimentos Gerais 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025) 
XI 
2.5 
Desde 14/03/2025 
Submódulo 2.1A – Procedimentos Gerais 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XII 
2.1 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 2.2 – Custos Operacionais 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XIII 
4.1 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 2.2 – Custos Operacionais 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.121, de 20.05.2025) 
XIII 
5.0 
Desde 23/05/2025 
Submódulo 2.3 – Base de Remuneração Regulatória 
XV 
2.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 2.4 – Custo de Capital 
XVI 
4.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 2.5 – Fator X 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XVII 
4.1 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 2.5A – Fator X 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XVIII 
3.1 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 2.6 – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XIX 
2.2 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 2.6 A – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XIV 
1.1 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 2.6 – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025) 
XIX 
3.0 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 2.6 A – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025) 
XIV 
2.0 
Desde 14/03/2025
MÓDULOS  Anexo  Versão  VIGÊNCIA
Módulo 1 - INTRODUÇÃO  -  -  -
Submódulo 1.1 – Objetivos Gerais e Composição dos Módulos  -  -  -
Submódulo 1.2 – Fundamentos da Regulação  -  -  -
Submódulo 1.3 – Glossário e Termos Técnicos  -  -  -
Módulo 2 – REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DAS
CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO  -  -  -
Submódulo 2.1 – Procedimentos Gerais  XI  2.3 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.1 A – Procedimentos Gerais – Aditivo contratual
2016  XII  2.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.2 – Custos Operacionais  XIII  4.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.5 – Fator X  XVII  4.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.5 A – Fator X – Aditivo
contratual 2016  XVIII  3.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.6 – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis  XIX  2.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.6 A – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis  XIV  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.7 – Outras Receitas  XX  2.2 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.7 A – Outras Receitas – Aditivo contratual 2016  XXI  1.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.8 – Geração Própria de Energia  XXII  1.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.1 – Procedimentos Gerais
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XI  2.4  Desde 03/06/2024
Submódulo 2.1 – Procedimentos Gerais
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025)  XI  2.5  Desde 14/03/2025
Submódulo 2.1A – Procedimentos Gerais
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XII  2.1  Desde 03/06/2024
Submódulo 2.2 – Custos Operacionais
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XIII  4.1  Desde 03/06/2024
Submódulo 2.2 – Custos Operacionais
(Redação dada pela REN ANEEL 1.121, de 20.05.2025)  XIII  5.0  Desde 23/05/2025
Submódulo 2.3 – Base de Remuneração Regulatória  XV  2.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.4 – Custo de Capital  XVI  4.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.5 – Fator X
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XVII  4.1  Desde 03/06/2024
Submódulo 2.5A – Fator X
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XVIII  3.1  Desde 03/06/2024
Submódulo 2.6 – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XIX  2.2  Desde 03/06/2024
Submódulo 2.6 A – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XIV  1.1  Desde 03/06/2024
Submódulo 2.6 – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025)  XIX  3.0  Desde 03/06/2024
Submódulo 2.6 A – Perdas de Energia e Receitas Irrecuperáveis
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025)  XIV  2.0  Desde 14/03/2025

Submódulo 2.7 – Outras Receitas 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XX 
2.3 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 2.7 A – Outras Receitas  
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XXI 
1.2 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 2.7 – Outras Receitas 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.150, de 27.01.2026) 
XX 
2.4 
Desde 27/01/2026 
Submódulo 2.7 A – Outras Receitas 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.150, de 27.01.2026) 
XXI 
1.3 
Desde 27/01/2026 
Submódulo 2.8 – Geração Própria 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XXII 
1.2 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 2.9 - Rito de Revisão Extraordinária das 
Concessionárias de Distribuição 
XXIII 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 2.10 – Rito de Revisão Extraordinária das 
Concessionárias de Distribuição (pleitos decorrentes da 
pandemia do Coronavírus) 
LXXVII 
 
1.0C 
Desde 1º/03/2022 
Módulo 
3 
– 
REAJUSTE 
TARIFÁRIO 
ANUAL 
DAS 
CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO 
- 
- 
- 
Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais 
XXIV 
1.4 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 3.1 A – Procedimentos Gerais – Aditivo contratual 
2016 
XXV 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 3.2 – Custos de Aquisição de Energia 
XXVI 
1.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 3.2 A – Custos de Aquisição de Energia – Aditivo 
contratual 2016 
XXVII 
1.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 3.3 – Custos de Transmissão 
XXVIII 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 3.3 A – Custos de Transmissão – Aditivo contratual 
2016 
XXIX 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XXIV 
1.5 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 3.1 A 
– Procedimentos Gerais – Aditivo contratual 2016 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XXV 
1.1 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 3.2 – Custos de Aquisição de Energia 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XXVI 
1.2 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 3.2 A – Custos de 
Aquisição de Energia – Aditivo contratual 2016 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XXVII 
1.2 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025) 
XXIV 
1.6 
Desde 14/03/2025 
Submódulo 3.1 A – Procedimentos Gerais – Aditivo 
contratual 2016 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025) 
XXV 
1.2 
Desde 14/03/2025 
Submódulo 3.2 – Custos de Aquisição de Energia 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025) 
XXVI 
2.0 
Desde 14/03/2025 
Submódulo 3.2 A – Custos de Aquisição de Energia – 
Aditivo contratual 2016 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025) 
XXVII 
2.0 
Desde 14/03/2025 
Submódulo 3.3 – Custos de Transmissão 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XXVIII 
1.1 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 3.3A – Custos de Transmissão 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XXIX 
1.1 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 3.4 – Encargos Setoriais 
XXX 
1.1 
Desde 05/12/2022
Submódulo 2.7 – Outras Receitas
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XX  2.3  Desde 03/06/2024
Submódulo 2.7 A – Outras Receitas
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XXI  1.2  Desde 03/06/2024
Submódulo 2.7 – Outras Receitas
(Redação dada pela REN ANEEL 1.150, de 27.01.2026)  XX  2.4  Desde 27/01/2026
Submódulo 2.7 A – Outras Receitas
(Redação dada pela REN ANEEL 1.150, de 27.01.2026)  XXI  1.3  Desde 27/01/2026
Submódulo 2.8 – Geração Própria
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XXII  1.2  Desde 03/06/2024
Submódulo 2.9 - Rito de Revisão Extraordinária das
Concessionárias de Distribuição  XXIII  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 2.10 – Rito de Revisão Extraordinária das
Concessionárias de Distribuição (pleitos decorrentes da
pandemia do Coronavírus)  LXXVII  1.0C  Desde 1º/03/2022
Módulo 3 – REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL DAS
CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO  -  -  -
Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais  XXIV  1.4 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 3.1 A – Procedimentos Gerais – Aditivo contratual
2016  XXV  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 3.2 – Custos de Aquisição de Energia  XXVI  1.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 3.2 A – Custos de Aquisição de Energia – Aditivo
contratual 2016  XXVII  1.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 3.3 – Custos de Transmissão  XXVIII  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 3.3 A – Custos de Transmissão – Aditivo contratual
2016  XXIX  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XXIV  1.5  Desde 03/06/2024
Submódulo 3.1 A
– Procedimentos Gerais – Aditivo contratual 2016
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XXV  1.1  Desde 03/06/2024
Submódulo 3.2 – Custos de Aquisição de Energia
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XXVI  1.2  Desde 03/06/2024
Submódulo 3.2 A – Custos de
Aquisição de Energia – Aditivo contratual 2016
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XXVII  1.2  Desde 03/06/2024
Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025)  XXIV  1.6  Desde 14/03/2025
Submódulo 3.1 A – Procedimentos Gerais – Aditivo
contratual 2016
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025)  XXV  1.2  Desde 14/03/2025
Submódulo 3.2 – Custos de Aquisição de Energia
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025)  XXVI  2.0  Desde 14/03/2025
Submódulo 3.2 A – Custos de Aquisição de Energia –
Aditivo contratual 2016
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025)  XXVII  2.0  Desde 14/03/2025
Submódulo 3.3 – Custos de Transmissão
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XXVIII  1.1  Desde 03/06/2024
Submódulo 3.3A – Custos de Transmissão
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XXIX  1.1  Desde 03/06/2024
Submódulo 3.4 – Encargos Setoriais  XXX  1.1  Desde 05/12/2022

Submódulo 3.4 – Encargos Setoriais 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.049, de 22.11.2022) 
1.1 
Submódulo 3.4A – Encargos Setoriais 
XXXI 
1.1 
Desde 05/12/2022 
Submódulo 3.4A – Encargos Setoriais 
1.1 
Módulo 4 – COMPONENTES FINANCEIROS DAS TARIFAS DE 
DISTRIBUIÇÃO 
- 
- 
- 
Submódulo 4.1 – Conceitos Gerais 
XXXII 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 4.2 –Conta de Compensação de Variação de 
Valores de Itens da Parcela “A” 
XXXIII 
1.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 4.2 A –Conta de Compensação de Variação de 
Valores de Itens da Parcela “A” – Aditivo contratual 2016 
XXXIV 
 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 4.2 –Conta de Compensação de Variação de 
Valores de Itens da Parcela “A” 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XXXIII 
 
1.2 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 4.2 – Conta de Compensação de Variação de 
Valores de Itens da Parcela “A” 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025) 
XXXIII 
 
1.3 
Desde 14/03/2025 
Submódulo 4.2 A –Conta de Compensação de Variação de 
Valores de Itens da Parcela “A” – Aditivo contratual 2016 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
Incorporado pelo Submódulo 4.2 
Submódulo 4.2 A –Conta de Compensação de Variação de 
Valores de Itens da Parcela “A” – Aditivo contratual 2016 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025) 
     
      Incorporado pelo Submódulo 4.2 
Submódulo 4.3 –Sobrecontratação de Energia e Exposição ao 
Mercado de Curto Prazo 
XXXV 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 4.3 –Sobrecontratação de Energia e Exposição ao 
Mercado de Curto Prazo 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025) 
XXXV 
 
1.1 
Desde 14/03/2025 
Submódulo 4.4 –Demais Componentes Financeiros – DCF 
XXXVI 
1.6 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 4.4 –Demais Componentes Financeiros – DCF 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.049, de 22.11.2022) 
1.7 
Submódulo 4.4 A –Demais Componentes Financeiros – DCF – 
Aditivo contratual 2016 
XXXVII 
1.3 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 4.4 A - DEMAIS COMPONENTES FINANCEIROS 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.049, de 22.11.2022) 
1.4  
Submódulo 4.4 – Demais Componentes Financeiros 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XXXVI 
1.8 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 4.4A – Demais Componentes Financeiros 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XXXVII 
1.5 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 4.4 – Demais Componentes Financeiros 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.117, de 08.04.2025) 
XXXVI 
1.9 
Desde 11/04/2025 
Submódulo 4.4A – Demais Componentes Financeiros 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.117, de 08.04.2025) 
XXXVII 
1.6 
Desde 11/04/2025 
Submódulo 4.4 – Demais Componentes Financeiros 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.127, de 01.07.2025) 
XXXVI 
2.0 
Desde 04/07/2025
Submódulo 3.4 – Encargos Setoriais
(Redação dada pela REN ANEEL 1.049, de 22.11.2022)    1.1  
Submódulo 3.4A – Encargos Setoriais  XXXI  1.1  Desde 05/12/2022
Submódulo 3.4A – Encargos Setoriais    1.1  
Módulo 4 – COMPONENTES FINANCEIROS DAS TARIFAS DE
DISTRIBUIÇÃO  -  -  -
Submódulo 4.1 – Conceitos Gerais  XXXII  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 4.2 –Conta de Compensação de Variação de
Valores de Itens da Parcela “A”  XXXIII  1.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 4.2 A –Conta de Compensação de Variação de
Valores de Itens da Parcela “A” – Aditivo contratual 2016  XXXIV  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 4.2 –Conta de Compensação de Variação de
Valores de Itens da Parcela “A”
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XXXIII  1.2  Desde 03/06/2024
Submódulo 4.2 – Conta de Compensação de Variação de
Valores de Itens da Parcela “A”
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025)  XXXIII  1.3  Desde 14/03/2025
Submódulo 4.2 A –Conta de Compensação de Variação de
Valores de Itens da Parcela “A” – Aditivo contratual 2016
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  Incorporado pelo Submódulo 4.2    
Submódulo 4.2 A –Conta de Compensação de Variação de
Valores de Itens da Parcela “A” – Aditivo contratual 2016
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025)  Incorporado pelo Submódulo 4.2    
Submódulo 4.3 –Sobrecontratação de Energia e Exposição ao
Mercado de Curto Prazo  XXXV  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 4.3 –Sobrecontratação de Energia e Exposição ao
Mercado de Curto Prazo
(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025)  XXXV  1.1  Desde 14/03/2025
Submódulo 4.4 –Demais Componentes Financeiros – DCF  XXXVI  1.6 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 4.4 –Demais Componentes Financeiros – DCF
(Redação dada pela REN ANEEL 1.049, de 22.11.2022)    1.7  
Submódulo 4.4 A –Demais Componentes Financeiros – DCF –
Aditivo contratual 2016  XXXVII  1.3 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 4.4 A - DEMAIS COMPONENTES FINANCEIROS
(Redação dada pela REN ANEEL 1.049, de 22.11.2022)    1.4  
Submódulo 4.4 – Demais Componentes Financeiros
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XXXVI  1.8  Desde 03/06/2024
Submódulo 4.4A – Demais Componentes Financeiros
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XXXVII  1.5  Desde 03/06/2024
Submódulo 4.4 – Demais Componentes Financeiros
(Redação dada pela REN ANEEL 1.117, de 08.04.2025)  XXXVI  1.9  Desde 11/04/2025
Submódulo 4.4A – Demais Componentes Financeiros
(Redação dada pela REN ANEEL 1.117, de 08.04.2025)  XXXVII  1.6  Desde 11/04/2025
Submódulo 4.4 – Demais Componentes Financeiros
(Redação dada pela REN ANEEL 1.127, de 01.07.2025)  XXXVI  2.0  Desde 04/07/2025

Submódulo 4.4A – Demais Componentes Financeiros 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.127, de 01.07.2025) 
XXXVII 
2.0 
Desde 04/07/2025 
Módulo 5 – ENCARGOS SETORIAIS 
- 
- 
- 
Submódulo 5.1 – Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis – 
CCC 
XXXVIII 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE XXXIX 
1.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.048, de 22.11.2022) 
1.2 
Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.049, de 22.11.2022) 
1.2 
Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.060, de 07.02.2023) 
XXXIX 
1.3 
Desde 10/03/2023 
Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.102, de 24.09.2024) 
XXXIX 
1.4 
Desde 01/10/2024 
Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.117, de 08.04.2025) 
XXXIX 
1.5 
Desde 11/04/2025 
Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.147, de 09.12.2025) 
XXXIX 
1.5 
Desde 09/12/2025 
Submódulo 5.3 – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas 
de Energia – PROINFA 
XL 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 5.4 – Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo 
de Energia de Reserva 
– EER 
XLI 
 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 5.4 – Encargo de Serviço de Sistema – ESS, Encargo 
de Energia de Reserva – EER e Encargo de Potência para 
Reserva de Capacidade – ERCAP (Redação dada pela REN ANEEL 1.103, 
de 24.09.2024) 
XLI 
2.0 
Desde 1º/10/2024 
Submódulo 5.5 – Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia 
Elétrica – TFSEE 
XLII 
1.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 5.5 – Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia 
Elétrica – TFSEE 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XLII 
1.2 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 5.6 – Pesquisa e Desenvolvimento – P&D, Eficiência 
Energética – EE 
XLIII 
1.3 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 5.6 – Pesquisa e Desenvolvimento – P&D, Eficiência 
Energética – EE (Redação dada pela REN ANEEL 1.135, de 14.10.2025) 
XLIII 
1.4 
Desde 16/10/2025 
Submódulo 5.7 – Reserva Global de Reversão – RGR 
- 
- 
- 
Submódulo 5.8 – Contribuição dos Associados – ONS 
- 
- 
- 
Submódulo 5.9 – Compensação Financeira pela Utilização de 
Recursos Hídricos – CFURH 
XLIV 
1.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Módulo 6 – DEMAIS PROCEDIMENTOS 
- 
- 
- 
Submódulo 6.1 – Limites de Repasse dos Custos de Compra de 
Energia 
XLV 
1.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 6.2 – ITAIPU 
XLVI 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 6.3 – Encargos de Conexão A1 
XLVII 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 6.3 – Encargo de Conexão Regulado 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
XLVII 
2.0 
Desde 03/06/2024
Submódulo 4.4A – Demais Componentes Financeiros
(Redação dada pela REN ANEEL 1.127, de 01.07.2025)  XXXVII  2.0  Desde 04/07/2025
Módulo 5 – ENCARGOS SETORIAIS  -  -  -
Submódulo 5.1 – Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis –
CCC  XXXVIII  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE  XXXIX  1.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
(Redação dada pela REN ANEEL 1.048, de 22.11.2022)    1.2  
Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
(Redação dada pela REN ANEEL 1.049, de 22.11.2022)    1.2  
Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
(Redação dada pela REN ANEEL 1.060, de 07.02.2023)  XXXIX  1.3  Desde 10/03/2023
Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
(Redação dada pela REN ANEEL 1.102, de 24.09.2024)  XXXIX  1.4  Desde 01/10/2024
Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
(Redação dada pela REN ANEEL 1.117, de 08.04.2025)  XXXIX  1.5  Desde 11/04/2025
Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
(Redação dada pela REN ANEEL 1.147, de 09.12.2025)  XXXIX  1.5  Desde 09/12/2025
Submódulo 5.3 – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas
de Energia – PROINFA  XL  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 5.4 – Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo
de Energia de Reserva
– EER  XLI  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 5.4 – Encargo de Serviço de Sistema – ESS, Encargo
de Energia de Reserva – EER e Encargo de Potência para
Reserva de Capacidade – ERCAP (Redação dada pela REN ANEEL 1.103,
de 24.09.2024)  XLI  2.0  Desde 1º/10/2024
Submódulo 5.5 – Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia
Elétrica – TFSEE  XLII  1.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 5.5 – Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia
Elétrica – TFSEE
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XLII  1.2  Desde 03/06/2024
Submódulo 5.6 – Pesquisa e Desenvolvimento – P&D, Eficiência
Energética – EE  XLIII  1.3 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 5.6 – Pesquisa e Desenvolvimento – P&D, Eficiência
Energética – EE (Redação dada pela REN ANEEL 1.135, de 14.10.2025)  XLIII  1.4  Desde 16/10/2025
Submódulo 5.7 – Reserva Global de Reversão – RGR  -  -  -
Submódulo 5.8 – Contribuição dos Associados – ONS  -  -  -
Submódulo 5.9 – Compensação Financeira pela Utilização de
Recursos Hídricos – CFURH  XLIV  1.1 C  Desde 1º/03/2022
Módulo 6 – DEMAIS PROCEDIMENTOS  -  -  -
Submódulo 6.1 – Limites de Repasse dos Custos de Compra de
Energia  XLV  1.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 6.2 – ITAIPU  XLVI  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 6.3 – Encargos de Conexão A1  XLVII  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 6.3 – Encargo de Conexão Regulado
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  XLVII  2.0  Desde 03/06/2024

Submódulo 6.5 – Serviços Cobráveis 
- 
- 
- 
Submódulo 6.6 –Preço Médio da Energia Hidráulica (PMEH) e 
Tarifa Atualizada de Referência (TAR) 
XLVIII 
 
2.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 6.7 – Centrais de Geração Angra 1 e 2 
XLIX 
3.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 6.8 – Bandeiras Tarifárias 
L 
1.9 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 6.8 – Bandeiras Tarifárias 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.084, de 05.03.2024) 
L 
1.10 C Desde 1º/04/2024 
Módulo 7 – ESTRUTURA TARIFÁRIA DAS CONCESSIONÁRIAS DE 
DISTRIBUIÇÃO 
- 
- 
- 
Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais 
LI 
2.5C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.008, de 15.03.2022) 
LI 
2.6 
Desde 7/04/2022 
Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.048, de 22.11.2022) 
2.7 
 
Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.049, de 22.11.2022) 
2.7 
Submódulo 7.2 –Tarifas de Referências 
LII 
2.2 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 7.2 –Tarifas de Referências 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.008, de 15.03.2022) 
LII 
2.4 
Desde 7/04/2022 
Submódulo 7.3 –Tarifas de Aplicação 
LIII 
2.3 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 7.3 –Tarifas de Aplicação 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.028, de 26.07.2022) 
LIII 
2.3 C 
Desde 1º/08/2022 
Submódulo 7.3 –Tarifas de Aplicação 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.048, de 22.11.2022) 
2.5 
Submódulo 7.3 –Tarifas de Aplicação 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.060, de 07.02.2023) 
LIII 
2.6 
Desde 10/02/2023 
Submódulo 7.4 – Tarifas para Centrais Geradoras 
LIV 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 7.4 – Tarifas para Centrais Geradoras 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.024, de 28.06.2022) 
LVI 
2.0 
Desde 30/06/2022 
Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.060, de 07.02.2023) 
LI 
2.8 
Desde 10/02/2023 
Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.147, de 09.12.2025) 
LI 
2.9 
Desde 09/12/2025 
Submódulo 7.2 –Tarifas de Referências 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.060, de 07.02.2023) 
LII 
2.5 
Desde 10/02/2023 
Submódulo 7.3 –Tarifas de Aplicação 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.098, de 23.07.2024) 
LIII 
2.7 
Desde 31/07/2024 
Submódulo 7.4 – Tarifas para Centrais Geradoras 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
LVI 
2.2 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 7.4 – Tarifas para Centrais Geradoras 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.126, de 10.06.2025) 
LVI 
2.3 
Desde 18/06/2025 
Módulo 8 – PERMISSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO 
- 
- 
- 
Submódulo 8.1 – Revisão Tarifária Periódica 
LV 
2.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 8.2 – Reajuste Tarifário Anual 
LVI 
2.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 8.3 – Estrutura Tarifária 
LVII 
2.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 8.4 – Reajuste e Revisão Tarifária Periódica 
LVIII 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 8.5 – Subvenção para Cooperativas com Reduzida 
Densidade de Carga 
LIX 
 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022
Submódulo 6.5 – Serviços Cobráveis  -  -  -
Submódulo 6.6 –Preço Médio da Energia Hidráulica (PMEH) e
Tarifa Atualizada de Referência (TAR)  XLVIII  2.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 6.7 – Centrais de Geração Angra 1 e 2  XLIX  3.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 6.8 – Bandeiras Tarifárias  L  1.9 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 6.8 – Bandeiras Tarifárias
(Redação dada pela REN ANEEL 1.084, de 05.03.2024)  L  1.10 C  Desde 1º/04/2024
Módulo 7 – ESTRUTURA TARIFÁRIA DAS CONCESSIONÁRIAS DE
DISTRIBUIÇÃO  -  -  -
Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais  LI  2.5C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais
(Redação dada pela REN ANEEL 1.008, de 15.03.2022)  LI  2.6  Desde 7/04/2022
Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais
(Redação dada pela REN ANEEL 1.048, de 22.11.2022)    2.7  
Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais
(Redação dada pela REN ANEEL 1.049, de 22.11.2022)    2.7  
Submódulo 7.2 –Tarifas de Referências  LII  2.2 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 7.2 –Tarifas de Referências
(Redação dada pela REN ANEEL 1.008, de 15.03.2022)  LII  2.4  Desde 7/04/2022
Submódulo 7.3 –Tarifas de Aplicação  LIII  2.3 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 7.3 –Tarifas de Aplicação
(Redação dada pela REN ANEEL 1.028, de 26.07.2022)  LIII  2.3 C  Desde 1º/08/2022
Submódulo 7.3 –Tarifas de Aplicação
(Redação dada pela REN ANEEL 1.048, de 22.11.2022)    2.5  
Submódulo 7.3 –Tarifas de Aplicação
(Redação dada pela REN ANEEL 1.060, de 07.02.2023)  LIII  2.6  Desde 10/02/2023
Submódulo 7.4 – Tarifas para Centrais Geradoras  LIV  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 7.4 – Tarifas para Centrais Geradoras
(Redação dada pela REN ANEEL 1.024, de 28.06.2022)  LVI  2.0  Desde 30/06/2022
Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais
(Redação dada pela REN ANEEL 1.060, de 07.02.2023)  LI  2.8  Desde 10/02/2023
Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais
(Redação dada pela REN ANEEL 1.147, de 09.12.2025)  LI  2.9  Desde 09/12/2025
Submódulo 7.2 –Tarifas de Referências
(Redação dada pela REN ANEEL 1.060, de 07.02.2023)  LII  2.5  Desde 10/02/2023
Submódulo 7.3 –Tarifas de Aplicação
(Redação dada pela REN ANEEL 1.098, de 23.07.2024)  LIII  2.7  Desde 31/07/2024
Submódulo 7.4 – Tarifas para Centrais Geradoras
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  LVI  2.2  Desde 03/06/2024
Submódulo 7.4 – Tarifas para Centrais Geradoras
(Redação dada pela REN ANEEL 1.126, de 10.06.2025)  LVI  2.3  Desde 18/06/2025
Módulo 8 – PERMISSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO  -  -  -
Submódulo 8.1 – Revisão Tarifária Periódica  LV  2.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 8.2 – Reajuste Tarifário Anual  LVI  2.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 8.3 – Estrutura Tarifária  LVII  2.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 8.4 – Reajuste e Revisão Tarifária Periódica  LVIII  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 8.5 – Subvenção para Cooperativas com Reduzida
Densidade de Carga  LIX  1.0 C  Desde 1º/03/2022

Submódulo 8.1 – Revisão Tarifária Periódica 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.058, de 07.02.2023) 
LV 
2.2 
Desde 01/03/2023 
Submódulo 8.2 – Reajuste Tarifário Anual 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.058, de 07.02.2023) 
LVI 
2.1 
Desde 01/03/2023 
Submódulo 8.3 – Estrutura Tarifária 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.058, de 07.02.2023) 
LVII 
2.2 
Desde 01/03/2023 
Submódulo 8.4 – Reajuste Revisão Tarifária Periódica 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.058, de 07.02.2023) 
LVIII 
1.1 
Desde 01/03/2023 
Submódulo 8.4 – Reajuste e Revisão Tarifária Periódica 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
LVIII 
1.2 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 8.5 – Subvenção Cooperativas com Reduzida 
Densidade de Carga 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.058, de 07.02.2023) 
LIX 
1.1 
Desde 01/03/2023 
MÓDULOS: Submódulo 8.6 - Componentes Financeiros; 
(Incluído pela REN ANEEL 1.028, de 26.07.2022) 
LIX-A 
 
1.0 
Desde 01/08/2022 
Módulo 9 – CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO 
- 
- 
- 
Submódulo 9.1 – Revisão Periódica das Receitas das 
Concessionárias Existentes 
LX 
4.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 9.1 – Revisão Periódica das Receitas das 
Concessionárias Existentes 
(Redação Dada pela REN ANEEL 1.022, de 31.05.2022) 
LX 
4.1 
Desde 01/07/2022 
Submódulo 9.1 – Revisão Periódica das Receitas das 
Concessionárias Existentes 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.020, de 17.05.2022) 
LX 
4.1 
Desde 1º/1/2023 
Submódulo 9.2 – Revisão Periódica das Receitas das 
Concessionárias Licitadas 
LXI 
4.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 9.2 – Revisão Periódica das Receitas das 
Concessionárias Licitadas 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.022, de 31.05.2022) 
LXI 
4.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 9.2 – Revisão Periódica das Receitas das 
Concessionárias Licitadas  
(Redação dada pela REN ANEEL 1.020, de 17.05.2022) 
LXI 
4.1 
Desde 1º/1/2023 
Submódulo 9.4 – Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de 
Transmissão (TUST) e da Tarifa de Transporte de Itaipu 
- 
- 
- 
Submódulo 9.5 – Cálculo da TUST para Geradores Participantes 
de Leilões de Energia Nova 
- 
- 
- 
Submódulo 9.6 – Cálculo dos Encargos de Uso 
e Conexão 
- 
- 
- 
Submódulo 9.7 – Implementação de Melhorias e Reforços em 
Instalações de Transmissão 
LXIII 
1.2 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 9.7 – Implementação de Melhorias e Reforços em 
Instalações de Transmissão 
(Redação Dada pela REN ANEEL 1.020, de 17.05.2022) 
LXIII 
2.0 
Desde 1º/1/2023 
Submódulo 9.1 – Revisão Periódica das Receitas das 
Concessionárias de Transmissão 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
LX 
4.2 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 9.2 – Revisão Periódica das Receitas das 
Concessionárias de Transmissão Licitadas 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
LXI 
4.4 
Desde 03/06/2024
Submódulo 8.1 – Revisão Tarifária Periódica
(Redação dada pela REN ANEEL 1.058, de 07.02.2023)  LV  2.2  Desde 01/03/2023
Submódulo 8.2 – Reajuste Tarifário Anual
(Redação dada pela REN ANEEL 1.058, de 07.02.2023)  LVI  2.1  Desde 01/03/2023
Submódulo 8.3 – Estrutura Tarifária
(Redação dada pela REN ANEEL 1.058, de 07.02.2023)  LVII  2.2  Desde 01/03/2023
Submódulo 8.4 – Reajuste Revisão Tarifária Periódica
(Redação dada pela REN ANEEL 1.058, de 07.02.2023)  LVIII  1.1  Desde 01/03/2023
Submódulo 8.4 – Reajuste e Revisão Tarifária Periódica
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  LVIII  1.2  Desde 03/06/2024
Submódulo 8.5 – Subvenção Cooperativas com Reduzida
Densidade de Carga
(Redação dada pela REN ANEEL 1.058, de 07.02.2023)  LIX  1.1  Desde 01/03/2023
MÓDULOS: Submódulo 8.6 - Componentes Financeiros;
(Incluído pela REN ANEEL 1.028, de 26.07.2022)  LIX-A  1.0  Desde 01/08/2022
Módulo 9 – CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO  -  -  -
Submódulo 9.1 – Revisão Periódica das Receitas das
Concessionárias Existentes  LX  4.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 9.1 – Revisão Periódica das Receitas das
Concessionárias Existentes
(Redação Dada pela REN ANEEL 1.022, de 31.05.2022)  LX  4.1  Desde 01/07/2022
Submódulo 9.1 – Revisão Periódica das Receitas das
Concessionárias Existentes
(Redação dada pela REN ANEEL 1.020, de 17.05.2022)  LX  4.1  Desde 1º/1/2023
Submódulo 9.2 – Revisão Periódica das Receitas das
Concessionárias Licitadas  LXI  4.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 9.2 – Revisão Periódica das Receitas das
Concessionárias Licitadas
(Redação dada pela REN ANEEL 1.022, de 31.05.2022)  LXI  4.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 9.2 – Revisão Periódica das Receitas das
Concessionárias Licitadas
(Redação dada pela REN ANEEL 1.020, de 17.05.2022)  LXI  4.1  Desde 1º/1/2023
Submódulo 9.4 – Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de
Transmissão (TUST) e da Tarifa de Transporte de Itaipu  -  -  -
Submódulo 9.5 – Cálculo da TUST para Geradores Participantes
de Leilões de Energia Nova  -  -  -
Submódulo 9.6 – Cálculo dos Encargos de Uso
e Conexão  -  -  -
Submódulo 9.7 – Implementação de Melhorias e Reforços em
Instalações de Transmissão  LXIII  1.2 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 9.7 – Implementação de Melhorias e Reforços em
Instalações de Transmissão
(Redação Dada pela REN ANEEL 1.020, de 17.05.2022)  LXIII  2.0  Desde 1º/1/2023
Submódulo 9.1 – Revisão Periódica das Receitas das
Concessionárias de Transmissão
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  LX  4.2  Desde 03/06/2024
Submódulo 9.2 – Revisão Periódica das Receitas das
Concessionárias de Transmissão Licitadas
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  LXI  4.4  Desde 03/06/2024

Submódulo 9.3 – Reajuste Anual das Receitas das 
Concessionárias de Transmissão 
LXII 
1.1 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 9.4 – Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de 
Transmissão (TUST) e da Tarifa de Transporte de Itaipu. 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.024, de 28.06.2022) 
LXIII 
1.0 
30/06/2022 
Submódulo 9.5 - Cálculo da TUST para Geradores Participantes 
de Leilões de Energia Nova 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
cancelado 
Submódulo 9.6 - Cálculo dos Encargos de Uso e Conexão 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
cancelado 
Submódulo 9.7 – Implementação de melhorias e reforços em 
instalações sob responsabilidade de Concessionárias de 
Transmissão (Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
LXIII 
2.1 
Desde 05/02/2024 
Submódulo 9.8 – Metodologia de Cálculo de Preço Teto da 
Receita Anual Permitida (RAP) dos Leilões de Concessão de 
Transmissão de Energia Elétrica 
LXIV 
1.2 C 
Desde 1º/03/2022 
Módulo 10 – ORDEM E CONDIÇÕES DE REALIZAÇÃO DOS 
PROCESSOS TARIFÁRIOS E REQUISITOS DE INFORMAÇÕES E 
OBRIGAÇÕES PERIÓDICAS 
- 
- 
- 
Submódulo 10.1 – Revisões Tarifárias de Distribuidoras 
LXV 
1.2 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 10.2 – Reajustes Tarifários de Distribuidoras e 
Permissionárias 
LXVI 
1.2 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 10.4 – Revisões e Reajustes das Receitas de 
Transmissoras 
LXVIII 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 10.5 – Informações Periódicas para Cálculo da TUST 
e Encargos 
- 
- 
- 
Submódulo 10.6 – Informações Periódicas (SAMP/GTF) 
LXIX 
1.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 10.1 – Ritos dos processos de Revisões Tarifárias de 
Distribuidoras (Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
LXV 
2.0 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 10.2 – Ritos dos processos de Reajustes Tarifárias 
de Distribuidoras (Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
LXVI 
2.0 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 10.3 – Revisões Tarifárias de Permissionárias 
LXVII 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 10.4 – Ritos dos processos de Reajustes das 
Receitas das Transmissoras 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
LXVIII 
1.1 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 10.5 – Informações Periódicas para Cálculo da TUST 
e Encargos (Redação dada pela REN ANEEL 1.024, de 28.06.2022) 
LXIX 
1.0 
Desde 30/06/2022 
Submódulo 10.6 – Informações Periódicas da Distribuição 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
LXIX 
1.2 
Desde 03/06/2024 
Módulo 11 – COMERCIALIZAÇÃO 
- 
- 
- 
Submódulo 11.1 – Distribuidoras com Mercado Próprio Inferior 
a 500 GWh/Ano 
LXX 
1.5 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 11.1 – Distribuidoras com Mercado Próprio inferior 
a 700 GWh/Ano (Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
LXX 
1.5 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 11.2 - Alocação de Cotas de Garantia Física das 
Usinas Enquadradas na Lei nº 12.783/2013 
LXXI 
1.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 11.2 - Alocação de Cotas de Garantia Física das 
Usinas Enquadradas na Lei nº 12.783/2013 
LIXXI 
1.1 C 
Desde 1º/8/2022
Submódulo 9.3 – Reajuste Anual das Receitas das
Concessionárias de Transmissão  LXII  1.1  Desde 03/06/2024
Submódulo 9.4 – Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de
Transmissão (TUST) e da Tarifa de Transporte de Itaipu.
(Redação dada pela REN ANEEL 1.024, de 28.06.2022)  LXIII  1.0  30/06/2022
Submódulo 9.5 - Cálculo da TUST para Geradores Participantes
de Leilões de Energia Nova
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  cancelado    
Submódulo 9.6 - Cálculo dos Encargos de Uso e Conexão
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  cancelado    
Submódulo 9.7 – Implementação de melhorias e reforços em
instalações sob responsabilidade de Concessionárias de
Transmissão (Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  LXIII  2.1  Desde 05/02/2024
Submódulo 9.8 – Metodologia de Cálculo de Preço Teto da
Receita Anual Permitida (RAP) dos Leilões de Concessão de
Transmissão de Energia Elétrica  LXIV  1.2 C  Desde 1º/03/2022
Módulo 10 – ORDEM E CONDIÇÕES DE REALIZAÇÃO DOS
PROCESSOS TARIFÁRIOS E REQUISITOS DE INFORMAÇÕES E
OBRIGAÇÕES PERIÓDICAS  -  -  -
Submódulo 10.1 – Revisões Tarifárias de Distribuidoras  LXV  1.2 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 10.2 – Reajustes Tarifários de Distribuidoras e
Permissionárias  LXVI  1.2 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 10.4 – Revisões e Reajustes das Receitas de
Transmissoras  LXVIII  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 10.5 – Informações Periódicas para Cálculo da TUST
e Encargos  -  -  -
Submódulo 10.6 – Informações Periódicas (SAMP/GTF)  LXIX  1.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 10.1 – Ritos dos processos de Revisões Tarifárias de
Distribuidoras (Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  LXV  2.0  Desde 03/06/2024
Submódulo 10.2 – Ritos dos processos de Reajustes Tarifárias
de Distribuidoras (Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  LXVI  2.0  Desde 03/06/2024
Submódulo 10.3 – Revisões Tarifárias de Permissionárias  LXVII  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 10.4 – Ritos dos processos de Reajustes das
Receitas das Transmissoras
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  LXVIII  1.1  Desde 03/06/2024
Submódulo 10.5 – Informações Periódicas para Cálculo da TUST
e Encargos (Redação dada pela REN ANEEL 1.024, de 28.06.2022)  LXIX  1.0  Desde 30/06/2022
Submódulo 10.6 – Informações Periódicas da Distribuição
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  LXIX  1.2  Desde 03/06/2024
Módulo 11 – COMERCIALIZAÇÃO  -  -  -
Submódulo 11.1 – Distribuidoras com Mercado Próprio Inferior
a 500 GWh/Ano  LXX  1.5 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 11.1 – Distribuidoras com Mercado Próprio inferior
a 700 GWh/Ano (Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  LXX  1.5 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 11.2 - Alocação de Cotas de Garantia Física das
Usinas Enquadradas na Lei nº 12.783/2013  LXXI  1.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 11.2 - Alocação de Cotas de Garantia Física das
Usinas Enquadradas na Lei nº 12.783/2013  LIXXI  1.1 C  Desde 1º/8/2022

(Redação dada pela REN ANEEL 1.028, de 26.07.2022) 
Módulo 12 – CONCESSIONÁRIAS DE GERAÇÃO 
- 
- 
- 
Submódulo 12.1 – Revisão da Receita Anual de Geração das 
Usinas Hidrelétricas Cotistas 
LXXII 
2.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 12.1 – Revisão da Receita Anual de Geração das 
Usinas Hidrelétricas Cotistas.  
(Redação dada pela REN ANEEL 1.066, de 18.07.2023) 
LXXII 
2.2 
Desde 18/07/2023 
Submódulo 12.1 – Revisão Periódica das receitas de geradoras 
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
LXXII 
2.3 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 12.2 – Reajuste da Receita Anual de Geração das 
Usinas Hidrelétricas Cotistas 
LXXIII 
2.2 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 12.3 – Custo de Capital da Geração 
LXXIV 
2.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 12.4 – Ampliações em Instalações de Geração 
LXXV 
2.0 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 12.4 – Autorização de Ampliações e Melhorias em 
instalações de geração  
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024) 
LXXV 
2.1 
Desde 03/06/2024 
Submódulo 12.6 - Cotas-partes de Angra 1 e 2 e Itaipu 
LXXVI 
1.1 C 
Desde 1º/03/2022 
Submódulo 12.6 - Alocação de Cotas de Garantia Física das 
Usinas Enquadradas na Lei nº 12.783, de 2013. 
(Incluído pela REN ANEEL 1.028, de 26.07.2022) 
LIXXI 
1.2 C 
Desde 1º/8/2022 
 
Quadro II – Versões Anteriores 
 
Submódulo Versão 
Ato 
Aprovação 
Vigência de: 
Até: 
2.1 
1.0 
REN 
457/2011 
11/11/2011 
23/12/2014 
2.1 
1.1 
REN 
640/2014 
24/12/2014 
05/05/2015 
2.1 
2.0 
REN 
660/2015 
06/05/2015 
22/11/2015 
2.1 
2.1 
REN 
686/2015 
23/11/2015 
26/06/2016 
2.1 
2.2 
DSP 
1646/2016 
27/06/2016 
28/02/2022 
2.1 
2.3 
REN 
874/2020 
18/03/2020 
28/02/2022 
2.1 
2.3 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
2.1 
2.4 
REN 
1.003/2022 
03/06/2024 
13/03/2025 
2.1 A 
1.0 
REN 
761/2017 
24/02/2017 
28/02/2022 
2.1 A 
2.0 
REN 
874/2020 
18/03/2020 
28/02/2022 
2.1 A 
2.0 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
2.2 
1.0 
REN 
457/2011 
11/11/2011 
23/12/2014 
2.2 
1.1 
REN 
640/2014 
24/12/2014 
05/05/2015 
2.2 
2.0 
REN 
660/2015 
06/05/2015 
12/03/2018 
2.2 
3.0 
REN 
806/2018 
13/03/2018 
02/01/2022 
2.2 
4.0 
REN 
958/2021 
03/01/2022 
28/02/2022 
2.2 
2.2 c 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
2.2 A 
1.0 
REN 
761/2017 
24/02/2017 
12/03/2018 
2.2 A 
2.0 
REN 
806/2018 
13/03/2018 
02/01/2022 
2.2 A 
3.0 
REN 
958/2021 
03/01/2022 
28/02/2022 
2.3 
1.0 
REN 
457/2011 
11/11/2011 
10/04/2013 
2.3 
1.1 
REN 
544/2013 
11/04/2013 
22/08/2013
(Redação dada pela REN ANEEL 1.028, de 26.07.2022)      
Módulo 12 – CONCESSIONÁRIAS DE GERAÇÃO  -  -  -
Submódulo 12.1 – Revisão da Receita Anual de Geração das
Usinas Hidrelétricas Cotistas  LXXII  2.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 12.1 – Revisão da Receita Anual de Geração das
Usinas Hidrelétricas Cotistas.
(Redação dada pela REN ANEEL 1.066, de 18.07.2023)  LXXII  2.2  Desde 18/07/2023
Submódulo 12.1 – Revisão Periódica das receitas de geradoras
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  LXXII  2.3  Desde 03/06/2024
Submódulo 12.2 – Reajuste da Receita Anual de Geração das
Usinas Hidrelétricas Cotistas  LXXIII  2.2  Desde 1º/03/2022
Submódulo 12.3 – Custo de Capital da Geração  LXXIV  2.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 12.4 – Ampliações em Instalações de Geração  LXXV  2.0 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 12.4 – Autorização de Ampliações e Melhorias em
instalações de geração
(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)  LXXV  2.1  Desde 03/06/2024
Submódulo 12.6 - Cotas-partes de Angra 1 e 2 e Itaipu  LXXVI  1.1 C  Desde 1º/03/2022
Submódulo 12.6 - Alocação de Cotas de Garantia Física das
Usinas Enquadradas na Lei nº 12.783, de 2013.
(Incluído pela REN ANEEL 1.028, de 26.07.2022)  LIXXI  1.2 C  Desde 1º/8/2022
Submódulo  Versão  Ato  Aprovação  Vigência de:  Até:
2.1  1.0  REN  457/2011  11/11/2011  23/12/2014
2.1  1.1  REN  640/2014  24/12/2014  05/05/2015
2.1  2.0  REN  660/2015  06/05/2015  22/11/2015
2.1  2.1  REN  686/2015  23/11/2015  26/06/2016
2.1  2.2  DSP  1646/2016  27/06/2016  28/02/2022
2.1  2.3  REN  874/2020  18/03/2020  28/02/2022
2.1  2.3 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
2.1  2.4  REN  1.003/2022  03/06/2024  13/03/2025
2.1 A  1.0  REN  761/2017  24/02/2017  28/02/2022
2.1 A  2.0  REN  874/2020  18/03/2020  28/02/2022
2.1 A  2.0 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
2.2  1.0  REN  457/2011  11/11/2011  23/12/2014
2.2  1.1  REN  640/2014  24/12/2014  05/05/2015
2.2  2.0  REN  660/2015  06/05/2015  12/03/2018
2.2  3.0  REN  806/2018  13/03/2018  02/01/2022
2.2  4.0  REN  958/2021  03/01/2022  28/02/2022
2.2  2.2 c  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
2.2 A  1.0  REN  761/2017  24/02/2017  12/03/2018
2.2 A  2.0  REN  806/2018  13/03/2018  02/01/2022
2.2 A  3.0  REN  958/2021  03/01/2022  28/02/2022
2.3  1.0  REN  457/2011  11/11/2011  10/04/2013
2.3  1.1  REN  544/2013  11/04/2013  22/08/2013

2.3 
1.2 
REN 
573/2013 
23/08/2013 
17/12/2014 
2.3 
1.3 
REN 
635/2013 
18/12/2014 
23/12/2014 
2.3 
1.4 
REN 
640/2014 
24/12/2014 
22/11/2015 
2.3 
2.0 
REN 
686/2015 
23/11/2015 
28/02/2022 
2.4 
1.0 
REN 
457/2011 
11/11/2011 
23/12/2014 
2.4 
1.1 
REN 
640/2014 
24/12/2014 
04/02/2015 
2.4 
2.0 
REN 
648/2015 
05/02/2015 
12/03/2018 
2.4 
2.1 
REN 
807/2018 
13/03/2018 
28/02/2022 
2.5 
1.0 
REN 
457/2011 
11/11/2011 
23/12/2014 
2.5 
1.1 
REN 
640/2014 
24/12/2014 
05/05/2015 
2.5 
2.0 
REN 
660/2015 
06/05/2015 
18/03/2020 
2.5 
3.0 
REN 
877/2020 
19/03/2020 
31/12/2021 
2.5 
4.0 
REN 
925/2021 
01/01/2022 
28/02/2022 
2.5 
4.0 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
2.5 A 
1.0 
REN 
761/2017 
24/02/2017 
18/03/2020 
2.5 A 
2.0 
REN 
877/2020 
19/03/2020 
31/12/2021 
2.5 A 
3.0 
REN 
925/2021 
01/01/2022 
28/02/2022 
2.5.A 
3.0 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
2.6 
1.0 
REN 
457/2011 
11/11/2011 
17/11/2013 
2.6 
1.1 
REN 
585/2013 
18/11/2013 
23/12/2014 
2.6 
1.2 
REN 
640/2014 
24/12/2014 
05/05/2015 
2.6 
2.0 
REN 
660/2015 
06/05/2015 
02/01/2022 
2.6 
2.1 
REN 
958/2021 
03/01/2022 
28/02/2022 
2.6 
2.0 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
2.6 
2.2 
REN 
1.003/2022 
03/06/2024 
13/03/2025 
2.6 A 
1.0 
REN 
958/2021 
03/01/2022 
28/02/2022 
2.6 A 
1.0 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
2.6 A 
1.1 
REN 
1.003/2022 
03/06/2024 
13/03/2025 
2.7 
1.0 
REN 
457/2011 
01/12/2011 
05/11/2013 
2.7 
1.1 
REN 
581/2013 
06/11/2013 
23/12/2014 
2.7 
1.2 
REN 
640/2014 
24/12/2014 
05/05/2015 
2.7 
2.0 
REN 
660/2015 
06/05/2015 
21/12/2016 
2.7 
2.1 
REN 
754/2016 
22/12/2016 
04/07/2018 
2.7 
2.2 
REN 
819/2018 
05/07/2018 
28/02/2022 
2.7 
2.2 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
2.7 A 
1.0 
REN 
761/2017 
24/02/2017 
04/07/2018 
2.7 A 
1.1 
REN 
819/2018 
05/04/2018 
28/02/2022 
2.7 A 
1.1 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
2.8 
1.0 
REN 
457/2011 
11/11/2011 
23/12/2014 
2.8 
1.1 
REN 
640/2014 
24/12/2014 
28/02/2022 
2.8 
1.1 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
2.9 
1.0 
REN 
791/2017 
23/11/2017 
28/02/2022 
2.10 
1.0 
REN 
952/2021 
01/01/2022 
28/02/2022 
3.1 
1.0 
REN 
604/2014 
17/03/2014 
06/04/2014 
3.1 
1.1 
REN 
609/2014 
07/04/2014 
22/03/2015 
3.1 
1.2 
REN 
652/2015 
23/03/2015 
09/11/2015
2.3  1.2  REN  573/2013  23/08/2013  17/12/2014
2.3  1.3  REN  635/2013  18/12/2014  23/12/2014
2.3  1.4  REN  640/2014  24/12/2014  22/11/2015
2.3  2.0  REN  686/2015  23/11/2015  28/02/2022
2.4  1.0  REN  457/2011  11/11/2011  23/12/2014
2.4  1.1  REN  640/2014  24/12/2014  04/02/2015
2.4  2.0  REN  648/2015  05/02/2015  12/03/2018
2.4  2.1  REN  807/2018  13/03/2018  28/02/2022
2.5  1.0  REN  457/2011  11/11/2011  23/12/2014
2.5  1.1  REN  640/2014  24/12/2014  05/05/2015
2.5  2.0  REN  660/2015  06/05/2015  18/03/2020
2.5  3.0  REN  877/2020  19/03/2020  31/12/2021
2.5  4.0  REN  925/2021  01/01/2022  28/02/2022
2.5  4.0 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
2.5 A  1.0  REN  761/2017  24/02/2017  18/03/2020
2.5 A  2.0  REN  877/2020  19/03/2020  31/12/2021
2.5 A  3.0  REN  925/2021  01/01/2022  28/02/2022
2.5.A  3.0 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
2.6  1.0  REN  457/2011  11/11/2011  17/11/2013
2.6  1.1  REN  585/2013  18/11/2013  23/12/2014
2.6  1.2  REN  640/2014  24/12/2014  05/05/2015
2.6  2.0  REN  660/2015  06/05/2015  02/01/2022
2.6  2.1  REN  958/2021  03/01/2022  28/02/2022
2.6  2.0 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
2.6  2.2  REN  1.003/2022  03/06/2024  13/03/2025
2.6 A  1.0  REN  958/2021  03/01/2022  28/02/2022
2.6 A  1.0 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
2.6 A  1.1  REN  1.003/2022  03/06/2024  13/03/2025
2.7  1.0  REN  457/2011  01/12/2011  05/11/2013
2.7  1.1  REN  581/2013  06/11/2013  23/12/2014
2.7  1.2  REN  640/2014  24/12/2014  05/05/2015
2.7  2.0  REN  660/2015  06/05/2015  21/12/2016
2.7  2.1  REN  754/2016  22/12/2016  04/07/2018
2.7  2.2  REN  819/2018  05/07/2018  28/02/2022
2.7  2.2 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
2.7 A  1.0  REN  761/2017  24/02/2017  04/07/2018
2.7 A  1.1  REN  819/2018  05/04/2018  28/02/2022
2.7 A  1.1 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
2.8  1.0  REN  457/2011  11/11/2011  23/12/2014
2.8  1.1  REN  640/2014  24/12/2014  28/02/2022
2.8  1.1 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
2.9  1.0  REN  791/2017  23/11/2017  28/02/2022
2.10  1.0  REN  952/2021  01/01/2022  28/02/2022
3.1  1.0  REN  604/2014  17/03/2014  06/04/2014
3.1  1.1  REN  609/2014  07/04/2014  22/03/2015
3.1  1.2  REN  652/2015  23/03/2015  09/11/2015

3.1 
1.3 
REN 
685/2015 
10/11/2015 
27/03/2015 
3.1 
1.4 
REN 
703/2016 
28/03/2016 
28/02/2022 
3.1 
1.4 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
3.1 
1.5 
REN 
1.003/2022 
03/06/2024 
13/03/2025 
3.1 A 
1.0 
REN 
761/2017 
24/02/2017 
28/02/2022 
3.1A 
1.1 
REN 
1.003/2022 
03/06/2024 
13/03/2025 
3.2 
1.0 
REN 
604/2014 
17/03/2014 
25/01/2017 
3.2 
1.1 
REN 
803/2018 
26/01/2018 
28/02/2022 
3.2 
1.1 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
3.2 
1.2 
REN 
1.003/2022 
03/06/2024 
13/03/2025 
3.2 A 
1.0 
REN 
761/2017 
24/02/2017 
24/01/2018 
3.2 A 
1.1 
REN 
803/2018 
26/01/2018 
28/02/2022 
3.2 A 
1.1 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
3.2A 
1.2 
REN 
1.003/2022 
03/06/2024 
13/03/2025 
3.3 
1.0 
REN 
604/2014 
17/03/2014 
28/02/2022 
3.3 
1.0 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
3.3 A 
1.0 
REN 
761/2017 
24/02/2017 
28/02/2022 
3.3 A 
1.1 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
3.4 
1.0 
REN 
604/2014 
17/03/2014 
28/02/2022 
3.4 
1.1 
REN  
1049/2022 
 
 
3.4 A 
1.0 
REN 
761/2017 
24/02/2017 
28/02/2022 
3.4 A 
1.1 
REN  
1049/2022 
6/12/2022 
09/02/2023 
4.1 
1.0 
REN 
703/2016 
28/03/2016 
28/02/2022 
4.2 
1.0 
REN 
703/2016 
28/03/2016 
02/01/2022 
4.2 
1.1 
REN 
955/2021 
03/01/2022 
28/02/2022 
4.2 
1.0 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
4.2 
1.2 
REN 
1.003/2022 
03/06/2024 
13/03/2025 
4.2 A 
1.0 
REN 
761/2017 
24/02/2017 
28/02/2022 
4.2 A 
1.0 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
4.3 
1.0 
REN 
703/2016 
28/03/2016 
02/01/2022 
4.3 
1.1 
REN 
955/2021 
03/01/2022 
28/02/2022 
4.3 
1.0 
REN 
1.003/2022 
Desde 
1º/03/2022 
13/03/2025 
4.4 
1.0 
REN 
703/2016 
28/03/2016 
21/04/2016 
4.4 
1.1 
REN 
711/2016 
22/04/2016 
28/11/2016 
4.4 
1.2 
REN 
746/2016 
29/11/2016 
18/12/2017 
4.4 
1.3 
REN 
796/2017 
19/12/2017 
25/01/2018 
4.4 
1.4 
REN 
803/2018 
26/01/2018 
26/05/2019 
4.4 
1.5 
REN 
845/2019 
27/05/2019 
02/01/2022 
4.4 
1.6 
REN 
955/2021 
03/01/2022 
28/02/2022 
4.4 
1.5 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
4.4 
1.7 
REN 
1.049/2022 
06/12/2022 
02/06/2024 
4.4 
1.8 
REN 
1.091/2024 
03/06/2024 
10/04/2025 
4.4 
1.9 
REN 
1.117/2025 
11/04/2025 
04/07/2025 
4.4 A 
1.0 
REN 
761/2017 
24/02/2017 
18/12/2017 
4.4 A 
1.1 
REN 
796/2017 
19/12/2017 
25/01/2018
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3.1  1.4 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
3.1  1.5  REN  1.003/2022  03/06/2024  13/03/2025
3.1 A  1.0  REN  761/2017  24/02/2017  28/02/2022
3.1A  1.1  REN  1.003/2022  03/06/2024  13/03/2025
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3.2  1.1  REN  803/2018  26/01/2018  28/02/2022
3.2  1.1 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
3.2  1.2  REN  1.003/2022  03/06/2024  13/03/2025
3.2 A  1.0  REN  761/2017  24/02/2017  24/01/2018
3.2 A  1.1  REN  803/2018  26/01/2018  28/02/2022
3.2 A  1.1 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
3.2A  1.2  REN  1.003/2022  03/06/2024  13/03/2025
3.3  1.0  REN  604/2014  17/03/2014  28/02/2022
3.3  1.0 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
3.3 A  1.0  REN  761/2017  24/02/2017  28/02/2022
3.3 A  1.1 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
3.4  1.0  REN  604/2014  17/03/2014  28/02/2022
3.4  1.1  REN  1049/2022    
3.4 A  1.0  REN  761/2017  24/02/2017  28/02/2022
3.4 A  1.1  REN  1049/2022  6/12/2022  09/02/2023
4.1  1.0  REN  703/2016  28/03/2016  28/02/2022
4.2  1.0  REN  703/2016  28/03/2016  02/01/2022
4.2  1.1  REN  955/2021  03/01/2022  28/02/2022
4.2  1.0 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
4.2  1.2  REN  1.003/2022  03/06/2024  13/03/2025
4.2 A  1.0  REN  761/2017  24/02/2017  28/02/2022
4.2 A  1.0 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
4.3  1.0  REN  703/2016  28/03/2016  02/01/2022
4.3  1.1  REN  955/2021  03/01/2022  28/02/2022
4.3  1.0  REN  1.003/2022  Desde
1º/03/2022  13/03/2025
4.4  1.0  REN  703/2016  28/03/2016  21/04/2016
4.4  1.1  REN  711/2016  22/04/2016  28/11/2016
4.4  1.2  REN  746/2016  29/11/2016  18/12/2017
4.4  1.3  REN  796/2017  19/12/2017  25/01/2018
4.4  1.4  REN  803/2018  26/01/2018  26/05/2019
4.4  1.5  REN  845/2019  27/05/2019  02/01/2022
4.4  1.6  REN  955/2021  03/01/2022  28/02/2022
4.4  1.5 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
4.4  1.7  REN  1.049/2022  06/12/2022  02/06/2024
4.4  1.8  REN  1.091/2024  03/06/2024  10/04/2025
4.4  1.9  REN  1.117/2025  11/04/2025  04/07/2025
4.4 A  1.0  REN  761/2017  24/02/2017  18/12/2017
4.4 A  1.1  REN  796/2017  19/12/2017  25/01/2018

4.4 A 
1.2 
REN 
803/2018 
26/01/2018 
26/05/2019 
4.4 A 
1.3 
REN 
845/2019 
27/05/2019 
28/02/2022 
4.4 A 
1.3 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
4.4 A 
1.4 
REN 
1.049/2022 
06/12/2022 
02/06/2024 
4.4 A 
1.5 
REN 
1.091/2024 
03/06/2024 
10/04/2025 
4.4 A 
1.6 
REN 
1.117/2025 
11/04/2025 
04/07/2025 
5.1 
1.0 
REN 
800/2017 
22/12/2017 
28/02/2022 
5.2 
1.0 
REN 
800/2017 
22/12/2017 
27/06/2018 
5.2 
1.1 
REN 
821/2018 
28/06/2018 
28/02/2022 
5.2 
1.1C 
REN 
1.003/2022 
01/3/2022 
05/12/2022 
5.2 
1.2 
REN 
1.048/2022 
1.049/2022 
6/12/2022 
09/02/2023 
5.2 
1.3 
REN 
1.060/2023 
10/02/2023 
02/06/2024 
5.2 
1.4 
REN 
1.102/2024 
01/10/2024 
10/04/2025 
5.2 
1.5 
REN  
1.117/2025 
 
 
5.2 
1.5 
REN  
1.147/2025 
 
 
5.3 
1.0 
REN 
515/2012 
29/11/2012 
28/02/2022 
5.4 
1.0 
REN 
837/2018 
28/12/2018 
28/02/2022 
5.4 
1.0 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
30/09/2024 
5.5 
1.0 
REN 
591/2013 
13/01/2013 
30/05/2015 
5.5 
1.1 
REN 
723/2016 
31/05/2016 
28/02/2022 
5.5 
1.1 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
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7.3 
2.3 
REN 
865/2019 
23/12/2019 
28/02/2022 
7.3 
2.3C 
REN 
1003/2022 
01/03/2022 
31/07/2022 
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2.4C 
REN 
1028/2022 
01/08/2022 
01/12/2022 
7.3 
2.5 
REN 
1048/2022 
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09/02/2023 
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2.5 
REN 
1049/2022 
 
 
7.3 
2.6 
REN 
1060/2023 
10/02/2023 
31/07/2024 
7.4 
1.0 
REN 
657/2015 
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28/02/2022 
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REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
29/06/2022 
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2.0 
REN 
1.024/2022 
30/06/2022 
02/10/2022 
7.4 
2.2 
REN 
1.091/2024 
03/06/2024 
18/06/2025 
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1.0 
REN 
537/2013 
15/03/2013 
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REN 
555/2013 
27/06/2013 
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REN 
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06/11/2013 
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REN 
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28/03/2016 
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REN 
813/2018 
07/05/2018 
28/02/2022 
8.1 
2.1 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
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REN 
621/2014 
14/08/2014 
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8.2 
1.1 
REN 
652/2015 
23/03/2015 
27/03/2016 
8.2 
2.0 
REN 
704/2016 
28/03/2016 
28/02/2022 
8.2 
2.0 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
28/02/2023 
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REN 
537/2013 
15/03/2013 
23/03/2014 
8.3 
1.1 
REN 
607/2014 
24/03/2014 
22/12/2014 
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REN 
639/2014 
23/12/2014 
14/04/2015 
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1.3 
REN 
657/2015 
15/04/2015 
27/03/2016 
8.3 
2.0 
REN 
704/2016 
28/03/2016 
02/07/2017 
8.3 
2.1 
REN 
773/2017 
03/07/2017 
28/02/2022 
8.3 
2.1 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
28/02/2023 
8.4 
1.0 
REN 
704/2016 
28/03/2016 
28/02/2022 
8.4 
1.0 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
28/02/2023 
8.4 
1.1 
REN 
1.058/2022 
01/03/2023 
02/06/2024 
8.5 
1.0 
REN 
788/2017 
27/10/2017 
28/02/2022 
9.1 
1.0 
REN 
553/2013 
10/06/2013 
21/12/2016 
9.1 
1.1 
REN 
754/2016 
22/12/2016 
29/05/2018 
9.1 
2.0 
REN 
816/2018 
30/05/2018 
28/02/2022 
9.1 
4.0 C 
REN 
1022/2022 
01/03/2022 
30/06/2022 
9.1 
4.0C 
REN 
1020/2022 
1º/3/2022 
 
9.1 
4.1 
REN 
1.022/2022 
01/07/2022 
31/12/2022 
9.1 
4.1 
DSP 
452/2023 
01/03/2023 
29/02/2024 
9.1 
4.1 
DSP 
829/2023 
01/03/2023 
29/02/2024 
9.1 
4.1 
REN 
1.020/2022 
01/01/2023 
04/02/2024 
9.1 
4.2 
REN 
1.083/2024 
5/2/2024 
02/06/2024 
9.2 
1.0 
REN 
490/2012 
29/05/2012 
24/03/2016 
9.2 
2.0 
REH 
2030/2016 
28/03/2016 
29/05/2018 
9.2 
3.0 
REN 
816/2018 
30/05/2018 
28/02/2022 
9.2 
4.0 C 
REN 
1022/2022 
01/03/2022 
30/06/2022
7.3  2.3  REN  865/2019  23/12/2019  28/02/2022
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8.1  2.1 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  28/02/2023
8.2  1.0  REN  621/2014  14/08/2014  22/03/2015
8.2  1.1  REN  652/2015  23/03/2015  27/03/2016
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8.2  2.0 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  28/02/2023
8.3  1.0  REN  537/2013  15/03/2013  23/03/2014
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8.3  1.3  REN  657/2015  15/04/2015  27/03/2016
8.3  2.0  REN  704/2016  28/03/2016  02/07/2017
8.3  2.1  REN  773/2017  03/07/2017  28/02/2022
8.3  2.1 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  28/02/2023
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8.4  1.0 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  28/02/2023
8.4  1.1  REN  1.058/2022  01/03/2023  02/06/2024
8.5  1.0  REN  788/2017  27/10/2017  28/02/2022
9.1  1.0  REN  553/2013  10/06/2013  21/12/2016
9.1  1.1  REN  754/2016  22/12/2016  29/05/2018
9.1  2.0  REN  816/2018  30/05/2018  28/02/2022
9.1  4.0 C  REN  1022/2022  01/03/2022  30/06/2022
9.1  4.0C  REN  1020/2022  1º/3/2022  
9.1  4.1  REN  1.022/2022  01/07/2022  31/12/2022
9.1  4.1  DSP  452/2023  01/03/2023  29/02/2024
9.1  4.1  DSP  829/2023  01/03/2023  29/02/2024
9.1  4.1  REN  1.020/2022  01/01/2023  04/02/2024
9.1  4.2  REN  1.083/2024  5/2/2024  02/06/2024
9.2  1.0  REN  490/2012  29/05/2012  24/03/2016
9.2  2.0  REH  2030/2016  28/03/2016  29/05/2018
9.2  3.0  REN  816/2018  30/05/2018  28/02/2022
9.2  4.0 C  REN  1022/2022  01/03/2022  30/06/2022

9.2 
4.0 C 
REN 
1020/2022 
1º/3/2022 
 
9.2 
4.1 
REN 
1.022/2022 
01/07/2022 
31/12/2022 
9.2 
4.1 
REN 
1.020/2022 
01/01/2023 
04/02/2024 
9.2 
4.2 
REN 
1.083/2024 
05/02/2024 
 
9.3 
1.0 
REN 
774/2017 
06/07/2017 
28/02/2022 
9.3 
1.0 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
9.7 
1.0 
REN 
491/2012 
25/06/2012 
21/12/2014 
9.7 
1.1 
REN 
643/2014 
22/12/2014 
28/02/2022 
9.7 
1.2C 
REN 
1020/2022 
1º/3/2022 
02/06/2024 
9.7 
2.0 
REN 
1.020/2022 
01/01/2023 
04/02/2024 
9.8 
1.0 
REN 
653/2015 
26/03/2015 
19/12/2016 
9.8 
1.1 
REN 
749/2016 
20/12/2016 
29/10/2018 
9.8 
1.2 
REN 
831/2018 
30/10/2018 
28/02/2022 
10.1 
1.0 
REN 
458/2011 
11/11/2011 
03/07/2012 
10.1 
1.1 
REN 
498/2012 
04/07/2012 
14/07/2013 
10.1 
1.2 
REN 
562/2013 
15/07/2013 
28/02/2022 
10.1 
1.2 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
10.2 
1.0 
REN 
459/2011 
11/11/2011 
03/07/2012 
10.2 
1.1 
REN 
498/2012 
04/07/2012 
22/03/2015 
10.2 
1.2 
REN 
652/2015 
23/03/2015 
28/02/2022 
10.2 
1.2 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
10.3 
1.0 
REN 
537/2013 
15/03/2013 
28/02/2022 
10.4 
1.0 
REN 
774/2017 
06/07/2017 
28/02/2022 
10.4 
1.0 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
10.6 
1.0 
REN 
812/2018 
09/05/2018 
04/07/2018 
10.6 
1.1 
REN 
819/2018 
05/07/2018 
28/02/2022 
11.1 
1.0 
REN 
607/2014 
24/03/2014 
22/12/2014 
11.1 
1.1 
REN 
639/2014 
23/12/2014 
29/09/2015 
11.1 
1.2 
DSP 
3311/2015 
30/09/2015 
27/03/2016 
11.1 
1.3 
REN 
703/2016 
28/03/2016 
31/05/2016 
11.1 
1.4 
REN 
721/2016 
01/06/2016 
25/01/2018 
11.1 
1.5 
REN 
803/2018 
26/01/2018 
28/02/2022 
11.2 
1.0 
REN 
785/2017 
25/10/2017 
28/02/2022 
12.1 
1.0 
REN 
818/2018 
18/06/2018 
28/02/2022 
12.1 
2.0 
REN 
874/2020 
18/03/2020 
19/04/2020 
12.1 
2.1 
REN 
882/2020 
20/04/2020 
28/02/2022 
12.1 
2.1 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
17/07/2023 
12.1 
2.2 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
12.2 
1.0 
REN 
856/2019 
28/08/2019 
28/02/2022 
12.3 
1.0 
REN 
608/2014 
14/04/2014 
28/02/2022 
12.4 
1.0 
REN 
642/2015 
01/01/2015 
26/06/2018 
12.4 
2.0 
REN 
818/2018 
27/06/2018 
28/02/2022 
12.4 
2.0 C 
REN 
1.003/2022 
01/03/2022 
02/06/2024 
12.6 
1.0 
REN 
836/2018 
11/12/2018 
25/12/2018 
12.6 
1.1 
REN 
838/2018 
26/12/2018 
28/02/2022
9.2  4.0 C  REN  1020/2022  1º/3/2022  
9.2  4.1  REN  1.022/2022  01/07/2022  31/12/2022
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10.1  1.0  REN  458/2011  11/11/2011  03/07/2012
10.1  1.1  REN  498/2012  04/07/2012  14/07/2013
10.1  1.2  REN  562/2013  15/07/2013  28/02/2022
10.1  1.2 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
10.2  1.0  REN  459/2011  11/11/2011  03/07/2012
10.2  1.1  REN  498/2012  04/07/2012  22/03/2015
10.2  1.2  REN  652/2015  23/03/2015  28/02/2022
10.2  1.2 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
10.3  1.0  REN  537/2013  15/03/2013  28/02/2022
10.4  1.0  REN  774/2017  06/07/2017  28/02/2022
10.4  1.0 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
10.6  1.0  REN  812/2018  09/05/2018  04/07/2018
10.6  1.1  REN  819/2018  05/07/2018  28/02/2022
11.1  1.0  REN  607/2014  24/03/2014  22/12/2014
11.1  1.1  REN  639/2014  23/12/2014  29/09/2015
11.1  1.2  DSP  3311/2015  30/09/2015  27/03/2016
11.1  1.3  REN  703/2016  28/03/2016  31/05/2016
11.1  1.4  REN  721/2016  01/06/2016  25/01/2018
11.1  1.5  REN  803/2018  26/01/2018  28/02/2022
11.2  1.0  REN  785/2017  25/10/2017  28/02/2022
12.1  1.0  REN  818/2018  18/06/2018  28/02/2022
12.1  2.0  REN  874/2020  18/03/2020  19/04/2020
12.1  2.1  REN  882/2020  20/04/2020  28/02/2022
12.1  2.1 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  17/07/2023
12.1  2.2  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
12.2  1.0  REN  856/2019  28/08/2019  28/02/2022
12.3  1.0  REN  608/2014  14/04/2014  28/02/2022
12.4  1.0  REN  642/2015  01/01/2015  26/06/2018
12.4  2.0  REN  818/2018  27/06/2018  28/02/2022
12.4  2.0 C  REN  1.003/2022  01/03/2022  02/06/2024
12.6  1.0  REN  836/2018  11/12/2018  25/12/2018
12.6  1.1  REN  838/2018  26/12/2018  28/02/2022

(Incluído no quadro II do Anexo I a versão: 2.5 C, no submódulo 7.1, pela REN ANEEL 1.008, de 15.03.2022) 
 
(Incluído no quadro II do Anexo I a versão: 2.2 no submódulo 7.2, pela REN ANEEL 1.008, de 15.03.2022) 
 
(Alterado no Quadro I do Anexo I a versão: 2.6 do Submódulo 7.3, pela REN ANEEL 1.020, de 17.05.2022) 
 
(Alterado no Quadro I do Anexo I a versão: 4.1 do Submódulo 9.1, pela REN ANEEL 1.020, de 17.05.2022) 
 
(Alterado no Quadro I do Anexo I a versão: 4.1 do Submódulo 9.2, pela REN ANEEL 1.020, de 17.05.2022) 
 
(Alterado no Quadro I do Anexo I a versão: 2.0 do Submódulo 9.7, pela REN ANEEL 1.020, de 17.05.2022) 
 
(Incluído no Quadro II do Anexo I a versão: 4.0C no Submódulo 9.1, pela REN ANEEL 1.020, de 17.05.2022) 
 
(Incluído no Quadro II do Anexo I a versão: 4.0C no Submódulo 9.2, pela REN ANEEL 1.020, de 17.05.2022) 
 
(Alterado no Quadro II do Anexo I a versão: 1.2C do Submódulo 9.7, pela REN ANEEL 1.020, de 17.05.2022) 
 
(Incluído no quadro II do Anexo I a versão: 4.0 C, no submódulo 9.1, pela REN ANEEL 1.022, de 31.05.2022) 
 
(Incluído no quadro II do Anexo I a versão: 4.0 C, no submódulo 9.2, pela REN ANEEL 1.022, de 31.05.2022) 
 
(Incluído no quadro II do Anexo I a versão: 1.0 C, no submódulo 7.4, pela REN ANEEL 1.024, de 28.06.2022) 
 
(Alterado no Quadro I do Anexo I a versão: 2.4C, do Submódulo 7.3, pela REN ANEEL 1.028, de 28.06.2022) 
 
(Alterado no Quadro I do Anexo I a versão: 1.1C, do Submódulo 11.2, pela REN ANEEL 1.028, de 28.06.2022) 
 
(Incluído no Quadro I do Anexo I a versão: 1.2C, no Submódulo 12.6, pela REN ANEEL 1.028, de 28.06.2022) 
 
(Incluído no Quadro I do Anexo I a versão: 1.1 no Submódulo 8.6, pela REN ANEEL 1.028, de 28.06.2022) 
 
(Alterado no Quadro I do Anexo I as versões: 1.2, 2.7, 2.2C, 2.4 e 2.5 dos Submódulos 5.2, 7.1, 7.2 e 7.3 respectivamente, pela 
REN ANEEL 1.060, de 07.02.2023) 
 
(Alterado no Quadro II do Anexo I as versões: 2.2 e, 2.5C dos Submódulos 7.2, 7.1, pela REN ANEEL 1.060, de 07.02.2023) 
 
(Incluído no Quadro II do Anexo I as versões: 1.1C, 1.2, 2.6, 2.7, 2.3C, 2.4, 2.3C, 2.4C e, 2.5C nos Submódulos 5.2, 7.1, 7.2 E 7.3 
respectivamente, pela REN ANEEL 1.060, de 07.02.2023) 
 
(Alterado o quadro I do Anexo I  a versão: 2.2, do submódulo 12.1, pela REN ANEEL 1.066, de 18.07.2023) 
 
(Alterado o quadro I do Anexo I as versões: 2.4, 2.1, 4.1, 3.1, 2.2, 1.1, 2.3, 1.2, 1.5, 1.1, 1.2, 1.1, 1.2, 1.8, 1.5, 1.2, 2.0, 2.2, 1.2, 4.2, 
4.3, 1.1, 2.1, 2.0, 1.1, 1.2, 1.5C, 2.3 e 2.1 dos submódulos 2.1,2.1A, 2.2, 2.5, 2.5A, 2.6, 2.6A, 2.7, 2.7A, 2.8, 3.1, 3.1A, 3.2, 3.2A, 3.3, 
3.3A, 3.4, 3.4A, 4.2, 4.2A, 4.4, 4.4A, 5.5, 6.3, 7.4, 8.4, 9.1, 9.2, 9.3, 9.5, 9.6, 9.7, 10.1, 10.2, 10.4, 10.6, 11.1, 12.1 e 12.4, 
respectivamente, pela REN 1.091, de 14.05.2024) 
 
(Incluído no Quadro II do Anexo I as versões: 2.3, 2.3C, 2.0, 2.0C, 2.2C, 4.0C, 3.0C, 2.0C, 1.0C, 2.2C, 1.1C,, 1.4C, 1.0C, 1.1C, 1.0C, 
1.5C, 1.7, 1.3C, 1.4, 1.1C, 1.0C, 2.1, 1.8, 1.9, 1.9C, 1.0C, 2.0, 2.1, 2.1C, 2.0C, 2.1C, 1.0C, 1.1, 4.1, 4.2, 4.1, 4.2, 1.0C, 2.0, 1.2C, 1.0C, 
2.0, 2.1, 2.1C, 2.2 e 2.0C dos Submódulos 2.1, 2.1A, 2.2, 2.5, 2.5A, 2.6, 2.6A, 2.7, 2.7A, 2.8, 3.1, 3.1A, 3.2, 3.2A, 3.3, 3.3A, 3.4, 3.4A, 
4.2, 4.2A, 4.4, 4.4A, 5.5, 6.3, 6.6, 6.8, 7.4, 8.1, 8.2, 8.3, 8.4, 9.1, 9.2, 9.3, 9.7, 10.1, 10.2, 10.4, 12.1, e 12.4 respectivamente, pela 
REN 1.091, de 14.05.2024) 
 
(Incluído no quadro II do Anexo I a versão: 2.6, do submódulo 7.3, pela REN ANEEL 1.098, de 23.07.2024) 
 
(Alterados os Quadros I e II do Anexo I, pela REN ANEEL 1.102, de 24.09.2024)

(Alterados os Quadros I e II do Anexo I, pela REN ANEEL 1.103, de 24.09.2024) 
 
(Incluído no Quadro II do Anexo I as versões: 2.4, 2.2, 1.1, 1.5, 1.1, 1.2, 1.2, 1.2, e 1.0, dos Submódulos 2.1, 2.6, 2.6A, 3.1, 3.1A, 
3.2, 3.2A, 4.2, e 4.3 respectivamente, pela REN 1.114, de 11.02.2025) 
 
(Alterado o quadro I do Anexo I as versões: 1.8, 1.5 e 1.4 dos submódulos 4.4, 4.4A e 5.2, respectivamente, pela REN 1.117, de 
08.04.2025) 
 
(Incluído no Quadro II do Anexo I as versões: 1.8, 1.5 e 1.4, dos Submódulos 4.4, 4.4A e 5.2 respectivamente, pela REN 1.117, de 
08.04.2025) 
 
(Alterado no Quadro I do Anexo I a versão: 4.1 do Submódulo 2.2, pela REN ANEEL 1.121, de 20.05.2025) 
 
(Alterado no Quadro I do Anexo I a versão: 2.3 do Submódulo 7.4, pela REN ANEEL 1.126, de 10.06.2025) 
 
(Incluído no Quadro II do Anexo I a versão: 2.2, no Submódulo 7.4, pela REN 1.126, de 10.06.2025) 
 
(Alterado o quadro I do Anexo I as versões: 1.9, e 1.6 dos submódulos 4.4 e 4.4A, respectivamente, pela REN 1.127, de 01.07.2025) 
 
(Incluído no Quadro II do Anexo I as versões: 1.9 e 1.6, nos Submódulos 4.4 e 4.4A respectivamente, pela REN 1.127, de 
01.07.2025) 
 
(Alterado no Quadro I do Anexo I a versão: 1.4 do Submódulo 5.6, pela REN ANEEL 1.135, de 14.10.2025) 
 
(Incluído no Quadro II do Anexo I a versão: 1.3C, no Submódulo 5.6, pela REN 1.135, de 14.10.2025) 
 
(Alterados os submódulos 5.2 versão 1.5 e 7.1 versão 2.9 no Quadro II do Anexo I a versão: 1.3C, no Submódulo 5.6, pela REN 
1.135, de 14.10.2025) 
 
(Alterados os Quadros I e II do Anexo I, para incluir a vigência das novas versões dos Submódulos, conforme 
estabelecido pela REN ANEEL 1.147, de 09.12.2025) 
 
 
 
ANEXO II 
 
PROCEDIMENTOS PARA CREDENCIAMENTO DAS EMPRESAS AVALIADORAS 
 
REQUISITOS PARA PARTICIPAR DO CREDENCIAMENTO 
 
As pessoas jurídicas interessadas em participar do processo de credenciamento para a execução de 
avaliação dos ativos imobilizados em serviço das concessionárias do serviço público de distribuição de 
energia elétrica, para fins da composição da base de remuneração, conforme disposto nesta Resolução, 
devem encaminhar proposta para a ANEEL, atendendo às exigências estabelecidas no presente Anexo. 
 
Não poderão participar, direta ou indiretamente, do presente credenciamento: 
 
a. empresas sob falência, concurso de credores, dissolução ou liquidação; 
 
b. empresas que, por qualquer motivo, foram declaradas inidôneas para licitar ou contratar com qualquer 
órgão da Administração Pública Direta ou Indireta, Federal, Municipal ou do Distrito Federal, enquanto 
perdurarem os motivos determinantes da punição ou até que seja promovida a reabilitação perante a

própria autoridade que aplicou a penalidade; 
 
c. empresas que, por qualquer motivo, foram suspensas ou descredenciadas, pela ANEEL, para 
executarem os trabalhos de avaliação dos ativos imobilizados dos agentes do setor elétrico; e 
 
d. empresas que possuírem em seu quadro profissionais que tenham participado, direta ou 
indiretamente, de empresas que foram suspensas ou descredenciadas. 
 
Para estarem aptas ao credenciamento pela ANEEL, as pessoas jurídicas interessadas devem atender aos 
seguintes requisitos: 
 
a. ser pessoa jurídica brasileira regularmente constituída, sendo admitida a participação de pessoas 
jurídicas estrangeiras que funcionem no país ou associadas à pessoa jurídica brasileira na condição de 
consorciadas. 
 
b. a proponente deve apresentar os documentos que comprovem a sua regular constituição e que estão 
legalmente autorizadas a exercer atividades, conforme a seguir: 
 
a.1) ato constitutivo, estatuto ou contrato social em vigor, devidamente registrado na Junta Comercial 
ou no Registro Civil das Pessoas Jurídicas; 
 
a.2) atos de eleição ou designação dos atuais representantes legais da pessoa jurídica; 
 
a.3) comprovante de inscrição no Cadastro Nacional de Pessoa Jurídica (CNPJ); 
 
a.4) comprovante de inscrição no cadastro de contribuintes municipal ou estadual relativo ao domicílio 
ou sede da empresa; e 
 
a.5) 
Decreto de autorização, devidamente arquivado, em se tratando de empresa ou sociedade 
estrangeira em funcionamento no País, e ato de registro ou autorização para funcionamento expedido 
pelo órgão competente, quando a atividade assim o exigir. 
 
b. no caso da constituição de consórcio, devem ser observadas as seguintes disposições: 
 
b.1) a empresa líder do Consórcio será pessoa jurídica brasileira; 
 
b.2) a empresa líder deve apresentar o instrumento de constituição ou de compromisso de 
constituição do Consórcio, quando da apresentação da proposta de credenciamento; e 
 
b.3) a(s) consorciada(s) devem conferir à líder amplos poderes para representá-la(s) no processo 
de credenciamento. 
 
c. a empresa líder deve definir a responsabilidade da(s) consorciada(s) quanto ao cumprimento das 
obrigações técnicas e/ou contratuais, devendo os consorciados serem, obrigatoriamente, responsáveis 
solidários pelo cumprimento de todas as obrigações decorrentes do credenciamento. 
 
d. a proponente deve apresentar comprovação de cadastramento junto ao Sistema de Cadastramento

Unificado de Fornecedores – SICAF ou os documentos, a seguir relacionados, que comprovem a sua 
regularidade fiscal: 
 
d.1) prova de regularidade com a Fazenda Federal, com a apresentação de Certidões da Secretaria da 
Receita Federal e da Dívida Ativa da União; 
 
d.2) prova de regularidade com a Fazenda Estadual, se a empresa estiver inscrita junto à Secretaria da 
Fazenda Estadual; caso contrário, informar por escrito a sua não vinculação àquela Fazenda; 
 
d.3) prova de regularidade com a Fazenda Municipal do domicílio ou sede da empresa; e 
 
d.4) prova de regularidade relativa à Seguridade Social, demonstrando situação regular no 
cumprimento dos encargos sociais instituídos por lei (FGTS e INSS). 
 
e. a proponente deve apresentar os documentos, a seguir relacionados, para comprovação de sua boa 
situação econômico-financeira: 
 
e.1) balanço patrimonial e demonstrações contábeis do último exercício social, já exigíveis e 
apresentados na forma da lei, que comprovem a boa situação financeira da empresa, assinado por 
representante da empresa e pelo contador, informando o número do Livro Diário e respectivas folhas 
onde se encontram registrados, exceto quando publicado em órgão da imprensa oficial; e 
 
e.2) certidão negativa de falência ou concordata, expedida pelo distribuidor da sede da empresa. 
 
f. a proponente deve apresentar comprovante de registro, em vigor, junto ao Conselho Regional de 
Engenharia, Arquitetura e Agronomia, bem como junto ao Conselho Regional de Contabilidade ou 
Conselho Regional de Economia ou Conselho Regional de Administração, da sua sede. 
 
g. a proponente deve apresentar declaração de Fato Superveniente, conforme modelo no Anexo III. 
 
h. a proponente não pode ter qualquer conflito ou comunhão de interesses com a concessionária 
contratante, diretamente ou por meio de coligadas, pertencentes ao mesmo grupo econômico, atual ou 
potencial (entendido como “potencial” os processos de negociação de conhecimento público em 
andamento – fusão, incorporação, aquisição, cisão, dentre outros) em especial com relação a atividades 
de auditoria, consultoria ou assessoramento, à concessionária, a acionistas ou a qualquer outra sociedade 
envolvida. 
 
i. exige-se, como requisito para a participação no presente credenciamento, a independência da 
proponente e dos consultores que integram sua equipe técnica, sob a forma de declaração, conforme 
modelo no Anexo IV, nos seguintes termos: 
 
i.1) 
a proponente deve declarar que não realizará trabalhos de avaliação, objeto do presente 
credenciamento, para concessionária (ou empresas do mesmo grupo) para a qual tenha prestado serviço 
de avaliação de ativos, o qual não tenha obedecido aos critérios definidos na presente Resolução, nos 12 
(doze) meses anteriores à sua contratação; e 
 
i.2) a proponente deve declarar que não prestará, nos 12 (doze) meses posteriores a conclusão do serviço

objeto da presente Resolução, outros serviços de auditoria, assessoramento e/ou consultoria à 
concessionária contratante do trabalho de avaliação ou a empresas do mesmo grupo, exceção feita a 
trabalhos de avaliação que obedeçam rigorosamente aos critérios e metodologia definidos na presente 
Resolução. 
 
j. a empresa avaliadora proponente deve comprovar que seus profissionais desenvolveram com 
sucesso trabalhos de avaliação de ativos, inclusive máquinas e equipamentos, conforme exigências a 
seguir: 
 
j.1) comprovar que efetivamente desenvolveu e concluiu, de forma satisfatória, nos últimos 5 (cinco) 
anos, trabalhos em, no mínimo, 6 (seis) empresas de grande porte, isto é, empresas com faturamento 
anual acima de R$ 400 milhões, no último balanço publicado; e 
 
j.2) comprovar que efetivamente desenvolveu e concluiu, de forma satisfatória, nos últimos 5 (cinco) 
anos, trabalhos similares em, no mínimo, 2 (duas) empresas concessionárias do serviço público de 
distribuição de energia elétrica no Brasil, das áreas de distribuição ou transmissão. 
 
l. a comprovação de experiência dos profissionais da proponente, no Brasil e/ou no exterior, nos serviços 
que são objeto desse credenciamento, nos termos do disposto nos subitens k.1 e k.2, deve ser 
comprovada mediante apresentação de documentação que atenda às seguintes determinações: 
 
l.1) atestado(s) de capacidade técnico-operacional expedido(s) por empresa(s) pública(s) ou privada(s), 
emitido(s) em papel timbrado, assinado(s) por representante devidamente autorizado da empresa 
contratante dos serviços, com firma reconhecida (quando não se tratar de órgão público), que comprove 
a experiência apresentada e que o serviço foi prestado de forma satisfatória. O atestado de capacidade 
técnico-operacional deve trazer indicação clara e legível do cargo e nome do representante da empresa 
que o assina; 
 
l.2) referência, para eventual consulta, incluindo nome, número de telefone e endereço eletrônico do 
representante legal do contratante. 
 
m. os atestados de capacidade técnica-operacional devem apresentar, no mínimo, as 
seguintes informações: 
 
m.1) razão social do emitente; 
m.2) razão social da empresa prestadora do serviço; 
m.3) especificação dos serviços prestados (descrição detalhada que possibilite clara identificação do 
tipo, porte e características do serviço executado); 
m.4) pronunciamento quanto à adequação dos serviços prestados; 
m.5) local e data da realização dos serviços e da emissão do atestado; e 
m.6) assinatura e identificação do emitente (nome completo legível, cargo e função). 
 
n. a empresa avaliadora proponente deve comprovar, quando da solicitação de credenciamento, 
possuir, em seu quadro permanente, há pelo menos 3 (três) meses, profissionais de nível superior com 
comprovada experiência na execução de trabalhos de avaliação de ativos operacionais, inclusive 
máquinas e equipamentos, conforme exigências a seguir:

n.1) a empresa avaliadora deve comprovar possuir, na data do credenciamento, pelo menos 3 (três) 
empregados ou sócios, portadores de diploma universitário, com comprovada experiência na execução 
de trabalhos similares em empresas do setor de energia elétrica no Brasil, sendo pelo menos 1 (um) 
profissional da área de engenharia; e 
 
n.2) a empresa avaliadora deve comprovar possuir, na data do credenciamento, pelo menos 5 (cinco) 
empregados ou sócios, portadores de diploma universitário, com comprovada experiência na execução 
de trabalhos em empresas de grande porte, sendo pelo menos 3 (três) profissionais de áreas da 
engenharia. 
 
o. a comprovação de experiência dos profissionais da proponente, no Brasil e/ou no exterior, nos serviços 
que são objeto desse credenciamento, nos termos do disposto nos subitens n.1 e n.2, deve ser feita 
mediante a apresentação de atestados de capacidade técnica, atendendo às determinações abaixo, que 
comprovem a efetiva participação de cada profissional na execução de pelo menos 2 (dois) trabalhos: 
o.1) atestado(s) de capacidade técnica expedido(s) por empresa(s) pública(s) ou privada(s), emitido(s) 
em papel timbrado, assinado(s) por representante devidamente autorizado da empresa contratante dos 
serviços, com firma reconhecida (quando não se tratar de órgão público), que comprove a realização do 
serviço respectivo e que o mesmo foi prestado de forma satisfatória. O atestado de capacidade técnica 
deve trazer indicação clara e legível do cargo e nome completo do representante da empresa que o assina; 
e 
 
o.2) referência, para eventual consulta, incluindo nome, número de telefone e endereço eletrônico do 
representante legal do contratante. 
 
p. os atestados de capacidade técnica devem apresentar, no mínimo, as seguintes informações: 
 
p.1) razão social do emitente; 
p.2) razão social da empresa prestadora do serviço; 
p.3) nome(s) completo(s) do(s) profissional(ais) que efetivamente participou(aram) do serviço; 
p.4) especificação dos serviços prestados (descrição detalhada que possibilite clara identificação do tipo, porte 
e características do serviço executado); 
p.5) pronunciamento quanto à adequação dos serviços prestados; 
p.6) local e data da realização dos serviços e da emissão do atestado; e 
p.7) assinatura e identificação do emitente (nome completo legível, cargo e função). 
 
q) a proponente deve apresentar, para cada um dos profissionais relacionados nos subitens n.1 e n.2, 
os seguintes documentos: 
 
q.1) Curriculum Vitae, devidamente assinado pelo profissional, contendo a formação acadêmica, 
endereço completo, telefone e “e-mail” para contato, áreas de especialização e descrição objetiva da 
experiência profissional; 
 
q.2) cópia do registro na entidade profissional competente, juntamente com cópia da última anuidade 
paga ou declaração de regularidade expedida pela instituição a, no máximo, 90 (noventa) dias; e 
 
q.3) documentos que comprovem a vinculação do profissional com a proponente, em particular: cópia 
da carteira de trabalho ou ficha de registro de empregado, e/ou contrato de prestação de serviço,

juntamente com cópias das guias de recolhimento do FGTS, devidamente quitadas, referentes aos três 
últimos meses; ou contrato social, no caso de sócio. 
 
r. os documentos exigidos nos itens q.1 a q.3 devem ser apresentados no original ou em cópias 
autenticadas. 
 
s. 
são admitidas substituições dos profissionais apresentados para comprovar a experiência da 
proponente no presente processo de credenciamento, desde que o(s) novo(s) profissional(ais) 
apresentado(s) satisfaça(m) aos requisitos exigidos no presente Anexo. 
 
t. no caso de substituição de profissional apresentado para comprovar experiência no processo de 
credenciamento, a ANEEL deve ser formalmente comunicada, no prazo máximo de 15 (quinze) dias, e a 
empresa avaliadora deve indicar substituto que satisfaça aos requisitos da presente norma, no prazo 
máximo de 30 (trinta) dias, a partir da saída do profissional. 
u. não é permitido, para efeito de credenciamento, que diferentes empresas/instituições apresentem 
um mesmo técnico para comprovação de experiência profissional. 
 
v. à medida que as proponentes forem CREDENCIADAS, será emitido um Termo de Credenciamento que 
terá vigência de 36 (trinta e seis) meses, o qual poderá ser renovado. 
 
w. a empresa avaliadora credenciada nesta ANEEL terá seu cadastro renovado, por 36 (trinta e seis) 
meses a partir da data da publicação desta data, desde que mencionado cadastro esteja atualizado. 
 
A ANEEL manterá o cadastro das empresas credenciadas, o qual poderá ser consultado por 
qualquer pessoa e estará permanentemente aberto à inscrição de novos interessados. 
 
A ANEEL terá um prazo de até 45 (quarenta e cinco) dias para decidir sobre os pedidos de credenciamento 
que lhe forem formulados. 
 
A ANEEL, antes de manifestar-se sobre o pedido de renovação do credenciamento, deve promover uma 
análise criteriosa sobre a qualidade dos trabalhos realizados pela empresa avaliadora, na qual deve ser 
observado se a metodologia e os critérios estabelecidos nesta Resolução foram atendidos. 
 
Para renovação do credenciamento, a empresa avaliadora deve submeter à ANEEL o pedido de renovação 
do credenciamento, 60 (sessenta) dias antes do término do prazo estabelecido em Despacho. 
 
A ANEEL terá o prazo de 45 (quarenta e cinco) dias para se manifestar a respeito do pedido de renovação 
a que se refere o parágrafo anterior. 
 
A ANEEL, antes de manifestar-se sobre o pedido de renovação do credenciamento, deve promover uma 
análise criteriosa sobre a qualidade dos trabalhos realizados pela empresa avaliadora, na qual deve ser 
observado se a metodologia e os critérios estabelecidos nesta Resolução foram atendidos. 
 
B) CRITÉRIOS PARA SUSPENSÃO E CANCELAMENTO DO CREDENCIAMENTO 
 
A CREDENCIADA terá o seu credenciamento na ANEEL suspenso ou cancelado, sem prejuízo de outras 
sanções legais cabíveis, quando:

a) agir com má fé, imprudência ou imperícia; 
b) não cumprir os critérios estabelecidos na presente Resolução; 
c) não observar padrões adequados de eficiência e qualidade nos serviços prestados; e 
d) submeter a terceiros a execução dos serviços objeto dos contratos decorrentes desse credenciamento. 
 
C) DISPOSIÇÕES FINAIS 
 
A ANEEL disponibilizará no endereço eletrônico www.aneel.gov.br relação das empresas avaliadoras credenciadas, 
apresentando informações resumidas sobre cada uma e dados como endereço completo, telefones, fax, e-mail, 
entre outros, que possibilitem o contato com a empresa. 
 
O processo de credenciamento estará aberto para as empresas avaliadoras interessadas no dia seguinte à 
publicação da presente Resolução no Diário Oficial da União. 
 
As empresas avaliadoras interessadas devem encaminhar a documentação exigida, mediante correspondência 
dirigida à ANEEL, mencionando no envelope “Credenciamento para a execução de avaliação dos ativos 
imobilizados em serviço das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, para fins da 
composição da base de remuneração”. 
 
A empresa avaliadora credenciada não pode participar, simultaneamente, em mais de 6 (seis) trabalhos. A 
empresa que descumprir o disposto está sujeita ao descredenciamento por esta Agência. 
 
A empresa avaliadora, quando do credenciamento, deverá declarar que não prestará nos 12 (doze) meses 
posteriores à conclusão do serviço objeto da presente Resolução, outros serviços de consultoria e auditoria 
à concessionária contratante do trabalho de avaliação ou a empresas do mesmo grupo, exceção feita a trabalhos 
de avaliação que obedeçam rigorosamente aos critérios e metodologia definidos na presente Resolução.

ANEXO III 
 
DECLARAÇÃO DE FATO SUPERVENIENTE 
 
A  
(nome da proponente), CNPJ/MF n° 
 
, declara, sob as penas da Lei, que não existem fatos comprometedores de sua 
habilitação no Credenciamento nº 
referente aos serviços de execução de avaliação dos 
ativos das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, para fins da composição 
da base de remuneração, e se compromete a informar à ANEEL, no prazo máximo de 72 horas, a ocorrência 
de fatos supervenientes que venham a comprometer suas condições de habilitação e qualificação. 
 
E por ser a expressão fiel da verdade, firma a presente. Brasília,  de  
de  
. 
 
RAZÃO SOCIAL DA EMPRESA 
NOME COMPLETO E CARGO DE SEU REPRESENTANTE LEGAL

ANEXO IV 
 
DECLARAÇÃO DE INDEPENDÊNCIA 
 
 
A  
 
 
 
(nome da proponente), inscrita no 
CNPJ/MF sob o n°  
 
, declara, para fins de participação no processo de Credenciamento 
referente aos serviços de execução de avaliação dos ativos das concessionárias ou das permissionárias do 
serviço público de distribuição de energia elétrica, para fins da composição da base de remuneração, que 
não realizará trabalhos de avaliação, objeto do presente credenciamento, para concessionária (ou 
empresas do mesmo grupo) para a qual tenha prestado serviço de avaliação de ativos, que não obedeça 
aos critérios definidos na Resolução nº  , nos últimos 12 (doze) meses anteriores à contratação, e, da 
mesma forma, que não prestará, nos próximos 12 (doze) meses, posteriores à conclusão dos serviços, 
outros serviços de auditoria, avaliação, assessoramento e/ou consultoria à concessionária contratante do 
trabalho de avaliação ou a empresas do mesmo grupo, exceção feita a trabalhos de avaliação que 
obedeçam rigorosamente aos critérios e metodologia definidos na Resolução nº  
. 
C 
Brasília,  
de  
de  
. 
 
 
RAZÃO SOCIAL DA EMPRESA 
NOME COMPLETO E CARGO DE SEU REPRESENTANTE LEGAL

ANEXO V 
 
TABELA 1: DENSIDADE DE CARGA E SUBVENÇÃO 
 
Cooperativa 
Principal 
Supridora 
Densidade 
Cooperativa 
Densidade 
Principal 
Supridora 
Subvenção Anual 
(R$) 
Data 
Referência 
Subvenção 
Cedrap 
Bandeirante 
39,72 
539,16 
3.502.812,67 
23/10/2015 
Cedri 
Elektro 
40,22 
148,52 
1.432.981,22 
27/08/2015 
Cejama 
Celesc 
48,56 
138,92 
2.178.908,38 
22/08/2016 
Ceprag 
Celesc 
37,57 
138,92 
4.670.463,30 
22/08/2016 
Ceraçá 
Celesc 
40,29 
138,92 
4.345.575,94 
22/08/2016 
Ceral Anitápolis 
Celesc 
14,68 
138,92 
1.896.726,08 
22/08/2016 
Ceral Dis 
Copel-Dis 
45,14 
87,45 
1.088.773,35 
24/11/2016 
Cerbranorte 
Celesc 
93,08 
138,92 
4.184.209,94 
22/08/2016 
Cerej 
Celesc 
18,86 
138,92 
7.773.911,14 
22/08/2016 
Cergal 
Celesc 
120,56 
138,92 
253.617,86 
22/08/2016 
Cergapa 
Celesc 
44,92 
138,92 
1.475.473,23 
22/08/2016 
Cergral 
Celesc 
53,41 
138,92 
1.397.854,23 
22/08/2016 
Cerim 
Piratininga 
39,73 
588,87 
4.117.426,93 
23/10/2015 
Ceripa* 
Santa Cruz 
39,92 
94,05 
11.872.349,07 
22/03/2016 
Ceris 
Eletropaulo 
33,58 
1.092,60 
2.117.451,27 
04/07/2015 
Cermc 
Bandeirante 
122,92 
539,16 
182.257,52 
23/10/2015 
Cermoful 
Celesc 
139,7 
138,92 
0,00 
22/08/2016 
Cernhe 
CNEE 
13,68 
156,07 
4.802.123,69 
10/05/2016 
Cerpalo 
Celesc 
74,5 
138,92 
2.572.705,62 
22/08/2016 
Cersul 
Celesc 
63,93 
138,92 
9.684.600,16 
22/08/2016 
Certrel 
Celesc 
96,76 
138,92 
142.258,48 
22/08/2016 
Cetril 
Piratininga 
37,14 
588,87 
9.144.263,89 
23/10/2015 
Coopera 
Celesc 
176,3 
138,92 
0,00 
22/08/2016 
Cooperaliança 
Celesc 
125,87 
138,92 
-3.097.371,23 
22/08/2016 
Coopercocal 
Celesc 
114,72 
138,92 
2.116.924,05 
22/08/2016 
Coopermila 
Celesc 
51,63 
138,92 
773.602,96 
22/08/2016 
Coorsel 
Celesc 
32,86 
138,92 
4.957.449,71 
22/08/2016 
*Deverá ter a subvenção recalculada em função da valoração de ativos de 69 kV e publicada junto ao próximo 
processo tarifário
Cooperativa  Principal
Supridora  Densidade
Cooperativa  Densidade
Principal
Supridora  Subvenção Anual
(R$)  Data
Referência
Subvenção
Cedrap  Bandeirante  39,72  539,16  3.502.812,67  23/10/2015
Cedri  Elektro  40,22  148,52  1.432.981,22  27/08/2015
Cejama  Celesc  48,56  138,92  2.178.908,38  22/08/2016
Ceprag  Celesc  37,57  138,92  4.670.463,30  22/08/2016
Ceraçá  Celesc  40,29  138,92  4.345.575,94  22/08/2016
Ceral Anitápolis  Celesc  14,68  138,92  1.896.726,08  22/08/2016
Ceral Dis  Copel-Dis  45,14  87,45  1.088.773,35  24/11/2016
Cerbranorte  Celesc  93,08  138,92  4.184.209,94  22/08/2016
Cerej  Celesc  18,86  138,92  7.773.911,14  22/08/2016
Cergal  Celesc  120,56  138,92  253.617,86  22/08/2016
Cergapa  Celesc  44,92  138,92  1.475.473,23  22/08/2016
Cergral  Celesc  53,41  138,92  1.397.854,23  22/08/2016
Cerim  Piratininga  39,73  588,87  4.117.426,93  23/10/2015
Ceripa*  Santa Cruz  39,92  94,05  11.872.349,07  22/03/2016
Ceris  Eletropaulo  33,58  1.092,60  2.117.451,27  04/07/2015
Cermc  Bandeirante  122,92  539,16  182.257,52  23/10/2015
Cermoful  Celesc  139,7  138,92  0,00  22/08/2016
Cernhe  CNEE  13,68  156,07  4.802.123,69  10/05/2016
Cerpalo  Celesc  74,5  138,92  2.572.705,62  22/08/2016
Cersul  Celesc  63,93  138,92  9.684.600,16  22/08/2016
Certrel  Celesc  96,76  138,92  142.258,48  22/08/2016
Cetril  Piratininga  37,14  588,87  9.144.263,89  23/10/2015
Coopera  Celesc  176,3  138,92  0,00  22/08/2016
Cooperaliança  Celesc  125,87  138,92  -3.097.371,23  22/08/2016
Coopercocal  Celesc  114,72  138,92  2.116.924,05  22/08/2016
Coopermila  Celesc  51,63  138,92  773.602,96  22/08/2016
Coorsel  Celesc  32,86  138,92  4.957.449,71  22/08/2016

ANEXO VI 
 
TABELA 1 – DATA DE REFERÊNCIA CONTRATUAL 
 
Cooperativa 
Principal 
Supridora 
Data de Reajuste 
da Supridora 
Data de 
Referência da 
Cooperativa 
CERCI 
ENEL RIO 
15/mar 
29/abr 
CERAL ARARUAMA 
ENEL RIO 
15/mar 
29/abr 
CEMIRIM 
CPFL 
PAULISTA 
08/abr 
29/mai 
CERFOX 
RGE 
19/jun 
30/jul 
CERTHIL 
RGE 
19/jun 
30/jul 
ELETRORURAL 
COPEL 
22/jun 
30/jul 
CERVAM 
ELEKTRO 
27/ago 
30/set 
CEGERO 
CELESC 
22/ago 
30/set 
CERSAD 
CELESC 
22/ago 
30/set 
CODESAM 
CELESC 
22/ago 
30/set 
COOPERZEM 
CELESC 
22/ago 
30/set 
COOPERSUL 
CEEE 
22/nov 
22/dez 
COOPERNORTE 
CEEE 
22/nov 
22/dez 
 
TABELA 2 – DATA DE REFERÊNCIA DO LAUDO DE ATIVOS 
 
Cooperativa 
Principal 
Supridora 
Data de 
Referência para 
Parcela B 
Data de 
Referência 
para 
Subvenção 
CERCI 
ENEL RIO 
31/10/2017 
31/10/2017 
CERAL ARARUAMA 
ENEL RIO 
31/10/2017 
31/10/2017 
CEMIRIM 
CPFL 
PAULISTA 
30/11/2017 
30/11/2017 
CERFOX 
RGE 
31/01/2018 
31/01/2018 
CERTHIL 
RGE 
31/01/2018 
31/01/2018 
ELETRORURAL 
COPEL 
31/01/2018 
31/12/2015 
CERVAM 
ELEKTRO 
30/03/2018 
28/02/2015 
CEGERO 
CELESC 
31/03/2018 
28/02/2016 
CERSAD 
CELESC 
31/03/2018 
28/02/2016 
CODESAM 
CELESC 
31/03/2018 
28/02/2016 
COOPERZEM 
CELESC 
31/03/2018 
28/02/2016 
COOPERSUL 
CEEE 
30/11/2018 
31/05/2016 
COOPERNORTE 
CEEE 
30/11/2018 
31/05/2016
Cooperativa  Principal
Supridora  Data de Reajuste
da Supridora  Data de
Referência da
Cooperativa
CERCI  ENEL RIO  15/mar  29/abr
CERAL ARARUAMA  ENEL RIO  15/mar  29/abr
CEMIRIM  CPFL
PAULISTA  08/abr  29/mai
CERFOX  RGE  19/jun  30/jul
CERTHIL  RGE  19/jun  30/jul
ELETRORURAL  COPEL  22/jun  30/jul
CERVAM  ELEKTRO  27/ago  30/set
CEGERO  CELESC  22/ago  30/set
CERSAD  CELESC  22/ago  30/set
CODESAM  CELESC  22/ago  30/set
COOPERZEM  CELESC  22/ago  30/set
COOPERSUL  CEEE  22/nov  22/dez
COOPERNORTE  CEEE  22/nov  22/dez
Cooperativa  Principal
Supridora  Data de
Referência para
Parcela B  Data de
Referência
para
Subvenção
CERCI  ENEL RIO  31/10/2017  31/10/2017
CERAL ARARUAMA  ENEL RIO  31/10/2017  31/10/2017
CEMIRIM  CPFL
PAULISTA  30/11/2017  30/11/2017
CERFOX  RGE  31/01/2018  31/01/2018
CERTHIL  RGE  31/01/2018  31/01/2018
ELETRORURAL  COPEL  31/01/2018  31/12/2015
CERVAM  ELEKTRO  30/03/2018  28/02/2015
CEGERO  CELESC  31/03/2018  28/02/2016
CERSAD  CELESC  31/03/2018  28/02/2016
CODESAM  CELESC  31/03/2018  28/02/2016
COOPERZEM  CELESC  31/03/2018  28/02/2016
COOPERSUL  CEEE  30/11/2018  31/05/2016
COOPERNORTE  CEEE  30/11/2018  31/05/2016

TABELA 3 – DENSIDADE DE CARGA E SUBVENÇÃO 
 
Cooperativa 
Principal 
Supridora 
Densidade da 
Cooperativa 
Densidade da 
Principal 
Supridora 
CERCI 
ENEL RIO 
29,23 
183,67 
CERAL 
ARARUANA 
ENEL RIO 
30,78 
183,67 
CEMIRIM 
CPFL 
PAULISTA 
109,7 
243,76 
CERFOX 
RGE 
13,9 
108,15 
CERTHIL 
RGE 
17,5 
108,15 
ELETRORURAL 
COPEL 
138,0 
114,85 
CERVAM 
ELEKTRO 
52,8 
148,52 
CEGERO 
CELESC 
218,3 
138,92 
CERSAD 
CELESC 
58,77 
138,92 
CODESAM 
CELESC 
259,9 
138,92 
COOPERZEM 
CELESC 
33,23 
138,92 
COOPERSUL 
CEEE 
9,41 
141,81 
COOPERNORTE 
CEEE 
23,23 
141,81 
 
TABELA 4: ETAPAS DO PROCESSO DE REGULARIZAÇÃO 
 
Evento 
Número de dias 
antes da Data de 
Referência 
Contratual 
(DRC) 
Áreas 
Envolvidas 
1. Encaminhamento do laudo de 
ativos pela cooperativa. 
90 
SGT/SFF 
2. Divulgação do valor de Parcela B 
teto pela ANEEL 
60 
SGT 
3. Aprovação de Resolução Autorizativa 
(REA) referente ao enquadramento da 
cooperativa como permissionária, 
contendo área de permissão e valor de 
Parcela B teto. 
Entre 60 e 20 
SCT 
4. Data limite para assinatura do 
Contrato de Permissão 
15 
SCT 
5. Envio de informações 
complementares para a definição 
da tarifa inicial 
15 
SGT 
6. Data de Referência Contratual (Início 
da aplicação das tarifas 
iniciais) 
0 
SGT
Cooperativa  Principal
Supridora  Densidade da
Cooperativa  Densidade da
Principal
Supridora
CERCI  ENEL RIO  29,23  183,67
CERAL
ARARUANA  ENEL RIO  30,78  183,67
CEMIRIM  CPFL
PAULISTA  109,7  243,76
CERFOX  RGE  13,9  108,15
CERTHIL  RGE  17,5  108,15
ELETRORURAL  COPEL  138,0  114,85
CERVAM  ELEKTRO  52,8  148,52
CEGERO  CELESC  218,3  138,92
CERSAD  CELESC  58,77  138,92
CODESAM  CELESC  259,9  138,92
COOPERZEM  CELESC  33,23  138,92
COOPERSUL  CEEE  9,41  141,81
COOPERNORTE  CEEE  23,23  141,81
Evento  Número de dias
antes da Data de
Referência
Contratual
(DRC)  Áreas
Envolvidas
1. Encaminhamento do laudo de
ativos pela cooperativa.  90  SGT/SFF
2. Divulgação do valor de Parcela B
teto pela ANEEL  60  SGT
3. Aprovação de Resolução Autorizativa
(REA) referente ao enquadramento da
cooperativa como permissionária,
contendo área de permissão e valor de
Parcela B teto.  Entre 60 e 20  SCT
4. Data limite para assinatura do
Contrato de Permissão  15  SCT
5. Envio de informações
complementares para a definição
da tarifa inicial  15  SGT
6. Data de Referência Contratual (Início
da aplicação das tarifas
iniciais)  0  SGT

ANEXO VII 
REMUNERAÇÃO ADEQUADA REALIZADA 
 
Geração Operacional de Caixa: Lucro antes de Juros (Resultado Financeiro), Impostos (Tributos sobre a 
Renda), Depreciação e Amortização – LAJIDA ou Earns Before Interest, Taxes, Depreciation and 
Amortization – EBITDA. O LAJIDA expressa a geração operacional bruta de caixa ou a quantidade de 
recursos monetários gerados pela atividade fim da concessionária. O LAJIDA para fins de cálculo das 
Remuneração Adequada será calculado pelo somatório de:

ANEXO VIII 
 
CÁLCULO DO PMSO REALIZADO 
Código BMP (contas devedoras 
com sinal positivo e credoras 
com 
negativo) 
Descrição (considerando-se números em 
absoluto) 
(+) 61X5.X.05-19 
(=) Despesas de PMSO (NG’s 05 a 19) 
(-) 61X5.X.05.04 
(-) Benefício Pós-Emprego - Previdência 
Privada - Déficit ou Superávit Atuarial, se 
o saldo for 
devedor; (+) se o saldo for credor 
(-) 61X5.X.05.05 
(-) Programa de Demissão Voluntária – 
PDV, se o saldo for devedor; (+) se o saldo 
for credor 
(-) 61X5.X.05.09 
(-) Outros benefícios Pós-Emprego - Déficit 
ou Superávit Atuarial, se o 
saldo for devedor; (+) se for credor 
(-) 61X5.X.12.01, se o saldo 
for credor 
(+) Provisão para Devedores 
Duvidosos, se o saldo for credor 
(-) 61X5.X.12.02, se o saldo for 
credor 
(+) Provisão para Litígios Trabalhistas, se o 
saldo for credor 
(-) 61X5.X.12.03, se o saldo 
for credor 
(+) Provisão para Litígios Cíveis, se o 
saldo for credor 
(-) 61X5.X.12.04, se o saldo 
for credor 
(+) Provisão para Litígios Fiscais, se o 
saldo for credor 
(-) 61X5.X.12.05, se o saldo 
for credor 
(+) Provisão para Litígios Ambientais, 
se o saldo for credor 
(-) 61X5.X.12.06, se o saldo 
for credor 
(+) Provisão para Litígios 
Regulatórios, se o saldo for credor 
(-) 61X5.X.12.07 
(+) Provisão para Redução ao Valor 
Recuperável (subtração se Reversão 
Líquida) 
(-) 61X5.X.12.99, se o saldo 
for credor 
(+) Provisão – Outros, se o saldo for 
credor 
(-) 61X5.X.15, do que 
superar 1% (hum por cento) da 
Receita Bruta 
deduzida dos Tributos sobre a 
Receita 
(+) Recuperação de Despesas, do que 
superar 1% (hum por cento) da Receita 
Bruta deduzida dos Tributos sobre a 
Receita
Código BMP (contas devedoras
com sinal positivo e credoras
com
negativo)  Descrição (considerando-se números em
absoluto)
(+) 61X5.X.05-19  (=) Despesas de PMSO (NG’s 05 a 19)
(-) 61X5.X.05.04  (-) Benefício Pós-Emprego - Previdência
Privada - Déficit ou Superávit Atuarial, se
o saldo for
devedor; (+) se o saldo for credor
(-) 61X5.X.05.05  (-) Programa de Demissão Voluntária –
PDV, se o saldo for devedor; (+) se o saldo
for credor
(-) 61X5.X.05.09  (-) Outros benefícios Pós-Emprego - Déficit
ou Superávit Atuarial, se o
saldo for devedor; (+) se for credor
(-) 61X5.X.12.01, se o saldo
for credor  (+) Provisão para Devedores
Duvidosos, se o saldo for credor
(-) 61X5.X.12.02, se o saldo for
credor  (+) Provisão para Litígios Trabalhistas, se o
saldo for credor
(-) 61X5.X.12.03, se o saldo
for credor  (+) Provisão para Litígios Cíveis, se o
saldo for credor
(-) 61X5.X.12.04, se o saldo
for credor  (+) Provisão para Litígios Fiscais, se o
saldo for credor
(-) 61X5.X.12.05, se o saldo
for credor  (+) Provisão para Litígios Ambientais,
se o saldo for credor
(-) 61X5.X.12.06, se o saldo
for credor  (+) Provisão para Litígios
Regulatórios, se o saldo for credor
(-) 61X5.X.12.07  (+) Provisão para Redução ao Valor
Recuperável (subtração se Reversão
Líquida)
(-) 61X5.X.12.99, se o saldo
for credor  (+) Provisão – Outros, se o saldo for
credor
(-) 61X5.X.15, do que
superar 1% (hum por cento) da
Receita Bruta
deduzida dos Tributos sobre a
Receita  (+) Recuperação de Despesas, do que
superar 1% (hum por cento) da Receita
Bruta deduzida dos Tributos sobre a
Receita

ANEXO IX 
 
CÁLCULO DO PMSO REALIZADO SEM DESPESAS DE PROVISÕES 
 
Código BMP (contas devedoras 
com sinal positivo e credoras 
com 
negativo) 
Descrição (considerando-se números em 
absoluto) 
(+) 61X5.X.05-19 
(=) Despesas de PMSO (NG’s 05 a 19) 
(-) 61X5.X.05.04 
(-) Benefício Pós-Emprego - Previdência 
Privada - Déficit ou 
Superávit Atuarial, se o saldo for devedor; 
(+) se o saldo for credor 
(-) 61X5.X.05.05 
(-) Programa de Demissão Voluntária – 
PDV, se o saldo for devedor; (+) se o saldo 
for credor 
(-) 61X5.X.05.09 
(-) Outros benefícios Pós-Emprego - 
Déficit ou Superávit Atuarial, se o saldo 
for devedor; (+) se for credor 
(-) 61X5.X.12 
(-) Provisão 
(-) 61X5.X.15, do que 
superar 1% (hum por cento) da 
Receita Bruta deduzida dos 
Tributos 
sobre a Receita 
(+) Recuperação de Despesas, do que 
superar 1% (hum por cento) da Receita 
Bruta deduzida dos Tributos sobre a 
Receita
Código BMP (contas devedoras
com sinal positivo e credoras
com
negativo)  Descrição (considerando-se números em
absoluto)
(+) 61X5.X.05-19  (=) Despesas de PMSO (NG’s 05 a 19)
(-) 61X5.X.05.04  (-) Benefício Pós-Emprego - Previdência
Privada - Déficit ou
Superávit Atuarial, se o saldo for devedor;
(+) se o saldo for credor
(-) 61X5.X.05.05  (-) Programa de Demissão Voluntária –
PDV, se o saldo for devedor; (+) se o saldo
for credor
(-) 61X5.X.05.09  (-) Outros benefícios Pós-Emprego -
Déficit ou Superávit Atuarial, se o saldo
for devedor; (+) se for credor
(-) 61X5.X.12  (-) Provisão
(-) 61X5.X.15, do que
superar 1% (hum por cento) da
Receita Bruta deduzida dos
Tributos
sobre a Receita  (+) Recuperação de Despesas, do que
superar 1% (hum por cento) da Receita
Bruta deduzida dos Tributos sobre a
Receita

ANEXO X 
 
TERMO DE COMPROMISSO 
 
Os dirigentes da Distribuidora Designada para a prestação pública do serviço de distribuição (doravante 
RESPONSÁVEL) signatários deste Termo de compromisso, para fazer jus aos repasses de recursos 
financeiros de que trata o § 4º do Art. 9º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013 se comprometem a 
observar o disposto na Portaria MME 388/2016 e zelar pela continuidade e adequação do serviço prestado, 
em particular com relação aos seguintes parâmetros que serão prioritariamente acompanhados pela ANEEL: 
 
I – Adimplência setorial; 
II – Limites de Perdas de Energia Elétrica da designação; 
III – Limites de Custos Operacionais da designação; 
IV – Limites de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) da designação; 
V – Limites de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC) da designação; 
VI – Qualidade da informação prestada à ANEEL. 
VII – Atender determinações da fiscalização da ANEEL. 
 
Os signatários deste Termo de Compromisso, em nome da RESPONSÁVEL se comprometem a encaminhar à 
ANEEL, Plano de Prestação Temporária do Serviço de Distribuição, assinado pelos mesmos signatários do 
presente Termo, que detalhe as ações a serem tomadas pela administração com objetivo de respeitar os 
limites e condições definidos pela ANEEL durante o período de designação pelo Poder Concedente. 
 
Os signatários do presente Termo de Compromisso se comprometem a empreender as ações que lhe 
cabem para viabilizar o processo de licitação de que trata a Lei n. 12.783/2012, de acordo com as diretrizes 
do Poder Concedente. 
 
O Presidente da RESPONSÁVEL signatário deste Termo de Compromisso se compromete a comparecer 
mensalmente à ANEEL para prestar contas a respeito da execução do Plano de Prestação Temporária do 
Serviço de Distribuição, apresentando os resultados alcançados em cada um dos indicadores monitorados, 
bem como ações implantadas e em fase de implementação para cumprimento do referido plano. 
 
Os dirigentes signatários da RESPONSÁVEL deste termo deverão encaminhar trimestralmente à ANEEL 
relatório relativo ao cumprimento do Plano de Prestação Temporária do Serviço de Distribuição, 
devidamente assinado por todos os dirigentes signatários deste Termo de Compromisso e atestado por um 
Conselho Fiscal, inclusive acionistas controladores, até sua efetiva conclusão contendo, no mínimo, a 
comparação entre metas e os resultados alcançados para cada um dos indicadores monitorados, bem como 
ações implantadas e em fase de implementação para cumprimento do plano proposto. 
 
Os signatários do presente Termo de Compromisso reconhecem que o não cumprimento das condições 
estabelecidas pela ANEEL e constantes do Plano de Prestação Temporária do Serviço de Distribuição poderá 
ensejar suspensão dos repasses de recursos de que trata o § 4º do Art. 9º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro 
de 2013.

Os signatários do presente Termo de Compromisso reconhecem que a ANEEL acompanhará o cumprimento 
do Plano de Prestação Temporária do Serviço de Distribuição, sendo certo que a não realização como 
estabelecido ensejará a responsabilização dos signatários da RESPONSÁVEL. 
 
Local e data: 
Pela RESPONSÁVEL: 
 
 
 
 
 
Presidente: Nome: 
CPF: 
Telefone: 
Correio eletrônico: 
Diretor Financeiro Nome: 
CPF: 
Telefone: 
Correio eletrônico: 
 
 
 
 
 
Diretor Técnico 
Nome: 
CPF: 
Telefone: 
Correio eletrônico: 
Presidente do Conselho de Administração da 
RESPONSÁVEL 
Nome: 
CPF: 
Telefone: 
Correio eletrônico: 
 
 
Pelo Acionista Controlador, como Interveniente: 
 
 
 
 
Presidente: Nome: 
CPF: 
Telefone: 
Correio eletrônico: 
Diretor Financeiro Nome: 
CPF: 
Telefone: 
Correio eletrônico: 
 
 
 
 
Diretor de Distribuição Nome: 
CPF: 
Telefone: 
Correio eletrônico: