Proret
Procedim entos de 
Regulação Tarifária
 
A G Ê N C I A  N A C I O N A L  D E  E N E R G I A  E L É T R I C A  
 
 
Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de 
Distribuição 
 
 
 
 
 
 
S u b m ó d u l o  7 . 2  
 
T A R I F A S  D E  R E F E R Ê N C I A  
 
 
 
Revisão 
Motivo da revisão 
Instrumento de aprovação 
pela ANEEL 
Data de 
Vigência 
1.0 
Primeira versão aprovada 
após realização da AP 120/2010 
Resolução Normativa nº 
464/2011 
De 28/11/2011 
até 
01º/07/2012 
1.1 
Revisão aprovada  
após realização da AP 029/2012 
Resolução Normativa nº 
498/2012 
De 02/07/2012 
até 23/03/2014  
1.2 
Revisão aprovada  
após realização da AP 108/2012 
Resolução Normativa nº 
6.07/2014 
De 24/03/2014 
até 14/04/2015 
2.0 
Revisão aprovada  
após realização da AP 048/2014 
Resolução Normativa nº 
657/2015 
De 15/04/2015 
até 07/02/2017  
2.1 
Revisão aprovada  
após realização da AP 090/2016 
Resolução Normativa nº 
757/2017 
De 08/02/2017 
até 23/02/2017 
2.2 
Revisão aprovada  
após realização da AP 058/2016 
Resolução Normativa nº 
761/2017 
De 24/02/2017 
até 
01º/02/2021 
2.3 
Revisão aprovada  
após realização da CP 72/2020 
Resolução Normativa nº 
912/2021 
A partir de 
02/02/2021
Revisão  Motivo da revisão  Instrumento de aprovação
pela ANEEL  Data de
Vigência
1.0  Primeira versão aprovada
após realização da AP 120/2010  Resolução Normativa nº
464/2011  De 28/11/2011
até
01º/07/2012
1.1  Revisão aprovada
após realização da AP 029/2012  Resolução Normativa nº
498/2012  De 02/07/2012
até 23/03/2014
1.2  Revisão aprovada
após realização da AP 108/2012  Resolução Normativa nº
6.07/2014  De 24/03/2014
até 14/04/2015
2.0  Revisão aprovada
após realização da AP 048/2014  Resolução Normativa nº
657/2015  De 15/04/2015
até 07/02/2017
2.1  Revisão aprovada
após realização da AP 090/2016  Resolução Normativa nº
757/2017  De 08/02/2017
até 23/02/2017
2.2  Revisão aprovada
após realização da AP 058/2016  Resolução Normativa nº
761/2017  De 24/02/2017
até
01º/02/2021
2.3  Revisão aprovada
após realização da CP 72/2020  Resolução Normativa nº
912/2021  A partir de
02/02/2021

Procedimentos de Regulação Tarifária 
Assunto 
Submódulo Revisão 
Data de Vigência 
TARIFAS DE REFERÊNCIA 
7.2 
2.3 
D.O. 02/02/2021 
 
 
Página 2 de 16 
 
7.2
 
 
ÍNDICE 
 
 
1. 
OBJETIVO............................................................................................................................... 3 
2. 
ABRANGÊNCIA ....................................................................................................................... 3 
3. 
TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD FIO B ............................................................................. 3 
3.1. CUSTO MARGINAL DE CAPACIDADE – CMC ................................................................. 3 
3.2. CUSTO MARGINAL DE EXPANSÃO ................................................................................ 4 
3.3. PROPORÇÃO DE FLUXO DE POTÊNCIA ........................................................................ 5 
3.4. RESPONSABILIDADE DE POTÊNCIA .............................................................................. 5 
3.5. ESTRUTURA VERTICAL .................................................................................................. 7 
3.6. TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD FIO B ....................................................................... 7 
4. 
TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD FIO A ............................................................................. 8 
5. 
TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD TRANSPORTE .............................................................. 9 
5.1. TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD TRANSPORTE PARA A MODALIDADE 
DISTRIBUIÇÃO ...................................................................................................................... 10 
5.2. TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD TRANSPORTE PARA A MODALIDADE HORÁRIA 
BRANCA ................................................................................................................................ 12 
6. 
TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD PERDAS ..................................................................... 12 
6.1. TARIFAS DE REFERÊNCIA PERDAS TÉCNICAS E PERDAS DA REDE BÁSICA 
ASSOCIADAS ÀS PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO ................................................................... 12 
6.2. FATOR DE PERDAS DE ENERGIA ................................................................................ 13 
6.3. TARIFAS DE REFERÊNCIA PERDAS NÃO TÉCNICAS E RECEITAS 
IRRECUPERÁVEIS ................................................................................................................ 13 
7. 
TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD ENCARGOS ................................................................ 14 
8. 
TARIFAS DE REFERÊNCIA – TE ENERGIA ......................................................................... 14 
9. 
TARIFAS DE REFERÊNCIA – TE TRANSPORTE, TE PERDAS E TE ENCARGOS ............. 15 
10. TARIFAS DE REFERÊNCIA PARA O SUBGRUPO A1 .......................................................... 15 
11. TARIFAS DE REFERÊNCIA PARA SUBGRUPO B4 (IP) ....................................................... 16 
12. TARIFAS DE REFERÊNCIA PARA CENTRAIS GERADORAS .............................................. 16
Submódulo
7.2  Revisão
2.3

Procedimentos de Regulação Tarifária 
Assunto 
Submódulo Revisão 
Data de Vigência 
TARIFAS DE REFERÊNCIA 
7.2 
2.3 
D.O. 02/02/2021 
 
 
Página 3 de 16 
 
7.2
1. OBJETIVO 
 
1. 
Estabelecer a metodologia de cálculo das Tarifas de Referência, necessárias para a 
definição da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD e da Tarifa de Energia 
– TE. 
 
2. ABRANGÊNCIA 
 
2. 
Aplica-se a todas as revisões e reajustes tarifários de concessionárias de serviço 
público de distribuição de energia elétrica. 
 
3. TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD FIO B 
 
3. 
As Tarifas de Referência TUSD FIO B, apuradas no momento da revisão tarifária, 
definem os critérios de rateio da receita da Parcela B das distribuidoras, calculadas 
com base no Custo Marginal de Capacidade – CMC. 
 
4. 
Para fins de cálculo das Tarifas de Referência, são considerados os seguintes 
agrupamentos, baseados no nível de tensão: AT-2 (de 88 a 138 kV), AT-3 (69 kV), 
MT (acima de 1 kV e inferior a 69 kV) e BT (igual ou inferior a 1 kV), conforme 
correlação apresentada na Tabela 1. 
 
Tabela 1: Correlação entre (Sub)Grupo Tarifário e Agrupamento 
Grupo/Subgrupo Tarifário 
Agrupamentos 
A2 
AT-2 (de 88 a 138 kV) 
A3 
AT-3 (69 kV) 
A3a e A4 
MT (acima de 1 kV e inferior a 69 kV) 
AS e B 
BT (igual ou inferior a 1 kV) 
 
5. 
As Tarifas de Referência são apuradas por modalidade tarifária e posto tarifário 
(ponta, fora ponta e intermediário). 
 
3.1. CUSTO MARGINAL DE CAPACIDADE – CMC 
 
6. 
O Custo Marginal de Capacidade – CMC – de um consumidor-tipo corresponde ao 
seu custo marginal na expansão de todos os elementos a montante do seu ponto de 
conexão. 
 
7. 
O CMC é calculado por meio da ponderação do valor do custo marginal de expansão 
de cada tipo de rede pela forma como o fluxo de potência distribui-se pelas redes – 
proporção de fluxo – e a forma como os consumidores utilizam as redes da 
distribuidora – responsabilidade de potência. 
 
8. 
O CMC é definido pela expressão:
Submódulo
7.2  Revisão
2.3
  Grupo/Subgrupo Tarifário      Agrupamentos  
A2      AT-2 (de 88 a 138 kV)    
A3      AT-3 (69 kV)    
A3a e A4      MT (acima de 1 kV e inferior a 69 kV)    
AS e B      BT (igual ou inferior a 1 kV)    

Procedimentos de Regulação Tarifária 
Assunto 
Submódulo Revisão 
Data de Vigência 
TARIFAS DE REFERÊNCIA 
7.2 
2.3 
D.O. 02/02/2021 
 
 
Página 4 de 16 
 
7.2
𝐶𝑀𝐶(𝑢, 𝑗) = ∑𝐶𝑀𝐸𝑥(𝑘) × ∅(𝑘, 𝑘0
𝐴𝑇−2
𝑘=𝐵
) × 𝑅𝑃(𝑢, 𝑘, 𝑗) 
 
(1) 
 
onde: 
𝑢: posto tarifário analisado (ponta e fora ponta); 
𝑗: consumidor-tipo; 
𝑘: agrupamento; 
𝑘0: agrupamento de referência; 
𝐶𝑀𝐸𝑥(𝑘): custo marginal de expansão do subgrupo tarifário k; 
∅(𝑘, 𝑘0): proporção de fluxo de potência; e 
𝑅𝑃(𝑢, 𝑘, 𝑗): fator de responsabilidade de potência do consumidor-tipo j no agrupamento k, no 
posto tarifário u. 
 
3.2. CUSTO MARGINAL DE EXPANSÃO 
 
9. 
O Custo Marginal de Expansão – CMEx – por agrupamento é obtido com base nos 
custos médios do sistema de distribuição. 
 
10. 
A ANEEL calculará custos médios específicos para cada distribuidora na respectiva 
revisão tarifária. 
 
11. 
Os custos médios são obtidos por módulos de equipamentos/obras, considerando a 
razão entre o custo total e o carregamento dos módulos, com base no sistema de 
distribuição existente.  
 
12. 
Para os cálculos, são utilizados os quantitativos e dados físicos dos ativos, custos 
unitários médios dos módulos de equipamentos/obras e fluxos de potência que 
transitam nos níveis pertencentes a cada agrupamento. 
 
13. 
O custo total é obtido pelo produto dos custos unitários e a quantidade total de 
módulos. 
 
14. 
O carregamento dos módulos é obtido a partir da demanda máxima de cada 
agrupamento tarifário. 
 
15. 
O cálculo da taxa de anualização do capital leva em consideração as alíquotas de 
Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica – IRPJ e de Contribuição Social sobre o 
Lucro Líquido – CSLL, o Custo Médio Ponderado de Capital – WACC, o custo de 
Operação e Manutenção – O&M e a vida útil média dos ativos que compõem os 
módulos.
Submódulo
7.2  Revisão
2.3

Procedimentos de Regulação Tarifária 
Assunto 
Submódulo Revisão 
Data de Vigência 
TARIFAS DE REFERÊNCIA 
7.2 
2.3 
D.O. 02/02/2021 
 
 
Página 5 de 16 
 
7.2
3.3. PROPORÇÃO DE FLUXO DE POTÊNCIA 
 
16. 
A Proporção de Fluxo de Potência representa a parcela de utilização do sistema a 
montante para o atendimento da demanda do agrupamento em consideração, 
resultado de fluxos de potência diretos e indiretos. 
 
17. 
A Proporção de Fluxo de Potência é obtida por meio do diagrama unifilar simplificado 
de fluxo de potência no momento de carga máxima. 
 
18. 
O diagrama unifilar simplificado é definido com base nas medições das injeções de 
potência por agrupamento, no momento de carga máxima e nas tipologias de rede e 
carga, sendo estas ajustadas para consideração das perdas técnicas e não técnicas 
associadas à cada agrupamento tarifário, e da sazonalidade da energia faturada. 
 
3.4. RESPONSABILIDADE DE POTÊNCIA 
 
19. 
A Responsabilidade de Potência – RP do consumidor-tipo indica a participação, por 
posto tarifário, na formação das demandas de ponta das redes que atendem o nível 
de tensão de sua conexão, bem como os níveis de tensão a montante. 
 
20. 
A Responsabilidade de Potência será obtida por meio das tipologias de 
consumidores, rede e injeção, do fator de perdas de potência e do fator de 
coincidência dos consumidores-tipos nas pontas das redes-tipos, conforme a 
seguinte equação:  
 
𝑅𝑃(𝑢, 𝑘, 𝑗) = (1 + 𝑓𝑝𝑝). ∑𝜋(𝑗, 𝑘, ℎ). 𝑃(𝑗, ℎ)   
ℎ∈𝑢
 
 
(2) 
 
onde: 
𝑢: posto tarifário; 
𝑗: consumidor-tipo; 
𝑘: agrupamento tarifário relacionado às redes-tipos dos agrupamentos (AT-2, AT-3, MT e 
BT); 
ℎ : horas pertencentes ao posto tarifário u; 
𝑓𝑝𝑝: fator de perdas de potência; 
𝜋(𝑗, 𝑘, ℎ): probabilidade do consumidor-tipo j se associar a uma rede-tipo, que atende o 
agrupamento tarifário k, nas horas de ponta h da rede-tipo; e 
𝑃(𝑗, ℎ): fator de coincidência do consumidor-tipo j na hora de ponta h das redes-tipos que 
atendem o agrupamento tarifário k. 
 
Curvas Típicas de Consumidores, Redes e Injeções 
 
21. 
As tipologias de consumidores, de redes e de injeções utilizadas no cálculo do CMC 
são produtos do processo de caracterização da carga e do sistema elétrico da 
distribuidora, obtida por meio de campanhas de medidas.
Submódulo
7.2  Revisão
2.3

Procedimentos de Regulação Tarifária 
Assunto 
Submódulo Revisão 
Data de Vigência 
TARIFAS DE REFERÊNCIA 
7.2 
2.3 
D.O. 02/02/2021 
 
 
Página 6 de 16 
 
7.2
 
22. 
O processo de caracterização da carga e do sistema elétrico deve obedecer ao 
disposto nos Módulos 2 e 6 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica 
no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST. 
 
Fator de Perdas de Potência 
 
23. 
O Fator de Perdas de Potência é obtido do resultado do cálculo das perdas na 
distribuição, definido no Módulo 7 do PRODIST. 
 
24. 
O fator de perdas de potência de um agrupamento representa as perdas de potência 
acumuladas para a demanda média de todos os agrupamentos a montante desse, 
incluindo-o, sendo obtido pela seguinte equação: 
 
𝑓𝑝𝑝(𝑘, 𝑘0) = (1 + ∆𝑃𝑘
̅̅̅̅̅). (1 + ∆𝑃k0
̅̅̅̅̅̅).
∑
((∏
∅𝑘𝑜𝑟𝑖,𝑘𝑑𝑒𝑠𝑡
𝑘𝑠(𝑙)
𝑘=1
) . (∏
(1 + ∆𝑃𝑦,𝑙
̅̅̅̅̅̅)
𝐸𝐿𝐸(𝑙)
𝑦=1
))
𝑁
𝑖=1
∑
(∏
∅𝑘𝑜𝑟𝑖,𝑘𝑑𝑒𝑠𝑡
𝑘𝑠(𝑙)
𝑘=1
𝑁
𝑖=1
)
 
 
(3) 
 
onde: 
𝑘: agrupamento a montante; 
𝑘0: agrupamento; 
𝑙: caminho em análise; 
𝑁: número de caminhos em análise; 
𝐸𝐿𝐸: quantidade de elementos no caminho série associado 𝑙; 
𝑘𝑠: quantidade de elementos de transformação série associado ao caminho 𝑙; 
𝑘𝑜𝑟𝑖: origem da transformação; 
𝑘𝑑𝑒𝑠𝑡: destino da transformação; 
∅𝑘𝑜𝑟𝑖,𝑘𝑑𝑒𝑠𝑡: probabilidade associada ao caminho 𝑙; 
∆𝑃𝑘
̅̅̅̅̅: perda de potência para a demanda média para a rede no nível 𝑘; 
∆𝑃𝑘0
̅̅̅̅̅̅: perda de potência para a demanda média para a rede no nível 𝑘0; e 
∆𝑃𝑦,𝑙
̅̅̅̅̅̅: perda de potência para a demanda média do elemento 𝑦 e pertencente ao caminho 𝑙.
Submódulo
7.2  Revisão
2.3

Procedimentos de Regulação Tarifária 
Assunto 
Submódulo Revisão 
Data de Vigência 
TARIFAS DE REFERÊNCIA 
7.2 
2.3 
D.O. 02/02/2021 
 
 
Página 7 de 16 
 
7.2
3.5. ESTRUTURA VERTICAL 
 
25. 
A Estrutura Vertical (EV) define a relatividade da receita teórica entre os 
agrupamentos, considerando o mercado de referência e os custos comerciais, 
diferenciados por grupos tarifários (A e B), sendo definida pela seguinte equação: 
 
𝐸𝑉𝐹(𝑘) = 𝐸𝑉𝑀(𝑘). 𝑚(𝑘) 
 
(4) 
𝐸𝑉𝑀(𝑘) = 𝑅𝑇%(𝑘). (100% −𝑉𝑃𝐵𝑇𝐶
% ) + 𝑃𝐶%(𝑘). 𝑉𝑃𝐵𝑇𝐶
%       [%] 
 
(5) 
𝑃𝐶%(𝑘) =
𝑝. 𝑁𝑈𝐶𝑘
∑
𝑝. 𝑁𝑈𝐶𝑘
𝐴2
𝑘=𝐵
. 100%   [%] 
(6) 
 
onde: 
𝑅𝑇%(𝑘): percentual da receita teórica por agrupamento; 
𝐸𝑉𝑀(𝑘): Estrutura Vertical modificada considerando os custos comerciais; 
𝐸𝑉𝐹(𝑘): Estrutura Vertical final considerando o mercado faturado; 
𝑉𝑃𝐵𝑇𝐶
% : percentual regulatório dos custos de atividades comerciais no valor da Parcela B; 
𝑃𝐶%(𝑘): percentual de ponderação das atividades comerciais com base no número de 
consumidores; 
𝑝: fator ponderador igual a 1 para o grupo B (agrupamento BT) e 10 para o grupo 
A(agrupamentos AT-2, AT-3 e MT);  
𝑁𝑈𝐶𝑘: número de unidades consumidoras do agrupamento 𝑘; e 
𝑚(𝑘): parâmetro de ajuste ao mercado de referência por agrupamento tarifário. 
 
26. 
A receita teórica corresponde àquela obtida pela multiplicação dos custos marginais 
de capacidade pelo mercado de cada consumidor-tipo, por agrupamento e posto 
tarifário. 
 
 
3.6. TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD FIO B 
 
27. 
As Tarifas de Referência TUSD FIO B são calculadas por agrupamento e posto 
tarifário de acordo com as seguintes equações: 
 
𝑇𝑅_𝐹𝐼𝑂𝐵𝐹𝑃
𝑘=
𝑉𝑃𝐵𝑆𝐺𝐸𝑅∙𝐸𝑉𝐹(𝑘)
𝑀𝐹𝑃(𝑘) + 𝑅𝑃𝐹𝑃𝐹𝐼𝑂𝐵
𝑘
∙𝑀𝑃(𝑘) 
(7) 
 
𝑇𝑅_𝐹𝐼𝑂𝐵𝑃
𝑘= 𝑅𝑃𝐹𝐵𝐹𝐼𝑂 𝐵
𝑘
. 𝑇𝑈𝑆𝐷𝐹𝐼𝑂𝐵𝐹𝑃
𝑘 
(8) 
 
onde: 
𝑇𝑅_𝐹𝐼𝑂𝐵𝐹𝑃
𝑘: tarifa de referência TUSD FIO B fora de ponta do agrupamento 𝑘 em R$/kW; 
𝑇𝑅_𝐹𝐼𝑂𝐵𝑃
𝑘: tarifa de referência TUSD FIO B de ponta  do agrupamento 𝑘 em R$/kW;  
𝑀𝐹𝑃(𝑘): mercado de referência fora de ponta do agrupamento 𝑘 em kW; 
𝑀𝑃(𝑘): mercado de referência de ponta do agrupamento 𝑘 em kW;
Submódulo
7.2  Revisão
2.3

Procedimentos de Regulação Tarifária 
Assunto 
Submódulo Revisão 
Data de Vigência 
TARIFAS DE REFERÊNCIA 
7.2 
2.3 
D.O. 02/02/2021 
 
 
Página 8 de 16 
 
7.2
𝑅𝑃𝐹𝑃𝐹𝐼𝑂𝐵
𝑘
: relação entre os postos ponta e fora de ponta das tarifas de referência TUSD FIO 
B do agrupamento 𝑘; e 
𝑉𝑃𝐵𝑆𝐺𝐸𝑅: Parcela B deduzida a receita relacionada às centrais geradoras. 
 
28. 
O mercado de referência de demanda para os agrupamentos AT e MT é o mercado 
faturado do grupo A, sendo este ajustado com base no perfil típico quando não 
existir a segregação nos postos tarifários ponta e fora ponta. O mercado de 
referência de demanda para o agrupamento BT é baseado nas tipologias ajustadas 
ao mercado faturado do grupo B. O mercado do subgrupo AS é considerado como 
pertencente ao agrupamento BT. 
 
29. 
A relação ponta/fora ponta da Tarifa de Referência TUSD FIO B de cada 
agrupamento é determinada de forma que seja alcançada para a Tarifa de 
Referência TUSD TRANSPORTE a relação ponta/fora ponta definida no último 
processo tarifário anterior à revisão ou o valor solicitado pela distribuidora e aprovado 
pela ANEEL, nos termos do item 10 do Submódulo 7.1 do PRORET. 
 
30. 
A relação ponta/fora ponta da Tarifa de Referência TUSD FIO B será limitada ao 
valor máximo de 10,00. 
 
4. TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD FIO A 
 
31. 
As Tarifas de Referência TUSD FIO A, apuradas no momento da revisão tarifária, 
são calculadas por agrupamento e posto tarifário de acordo com as seguintes 
equações: 
 
𝑇𝑅_𝐹𝐼𝑂𝐴𝑢
𝑘(𝑗) = ∑
𝑇𝑅𝐹𝐼𝑂𝐴𝑢
𝑘0(𝑗)
1 −𝑓𝑝𝑝(𝑘, 𝑘0) ∙∅(𝑘, 𝑘0) ∙𝑃𝑢(𝑘, 𝑘0)
𝐴𝑇−2
𝑘0=𝑘
 
 
(9) 
 
𝑇𝑅𝐹𝐼𝑂𝐴𝑢
𝑘0(j) =
𝐶𝑈𝑆𝑇𝑂𝐹𝐼𝑂𝐴𝑢
𝑘0
𝑆𝐺𝐸𝑅(𝑗)
𝐷𝑇𝑢
𝑘0
 
 
(10) 
 
onde: 
𝑇𝑅𝐹𝐼𝑂𝐴𝑢
𝑘(𝑗): tarifa de referência TUSD FIO A da componente de custo j do agrupamento 𝑘, 
no posto tarifário 𝑢, em R$/kW; 
𝑘: agrupamento a montante; 
𝑘0: agrupamento; 
𝑓𝑝𝑝(𝑘, 𝑘0): fator de perdas de potência; 
∅(𝑘, 𝑘0): fator de proporção de fluxo entre 𝑘 e 𝑘0; 
𝑃𝑢(𝑘, 𝑘0): fator de coincidência da demanda agregada do agrupamento 𝑘 na hora de máxima 
demanda da rede 𝑘0, no posto 𝑢; 
𝐷𝑇𝑢
𝑘0: demanda equivalente vista da fronteira do agrupamento 𝑘0 no posto tarifário 𝑢; 
𝑇𝑅𝐹𝐼𝑂𝐴𝑢
𝑘0(𝑗): custo unitário da componente de custo j por posto e fronteira, em R$/kW; e
Submódulo
7.2  Revisão
2.3

Procedimentos de Regulação Tarifária 
Assunto 
Submódulo Revisão 
Data de Vigência 
TARIFAS DE REFERÊNCIA 
7.2 
2.3 
D.O. 02/02/2021 
 
 
Página 9 de 16 
 
7.2
𝐶𝑈𝑆𝑇𝑂𝐹𝐼𝑂𝐴𝑢
𝑘0
𝑆𝐺𝐸𝑅(𝑗): custos das componentes da TUSD FIO A, definidos na alínea “a”, do 
inciso I, do parágrafo 16 do Submódulo 7.1, no agrupamento 𝑘0, para o posto tarifário 𝑢, 
deduzida a receita relacionada às centrais geradoras. 
 
5. TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD TRANSPORTE 
 
32. 
A Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE é dada por: 
 
𝑇𝑅_𝑇𝑅𝐴𝑁𝑆𝑃𝑢
𝑘=
∑
𝑇𝑅_𝐹𝐼𝑂𝐴𝑢
𝑘(𝑗). 𝑚𝑎(𝑗)
𝑗𝜖 𝑐𝑢𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝐹𝐼𝑂 𝐴
+ 𝑇𝑅_𝐹𝐼𝑂𝐵𝑢
𝑘 
(11) 
 
onde: 
j: componentes da TUSD FIO A, definidos Submódulo 7.1; 
𝑇𝑅_𝑇𝑅𝐴𝑁𝑆𝑃𝑢𝑘: tarifa de referência TUSD TRANSPORTE para consumidores do 
agrupamento k no posto tarifário u, em R$/kW; 
𝑇𝑅_𝐹𝐼𝑂𝐴𝑢𝑘(𝑗): tarifa de referência TUSD FIO A para o componente de custo j para 
consumidores do agrupamento k no posto tarifário u, em R$/kW; e 
𝑇𝑅_𝐹𝐼𝑂𝐵𝑘
𝑢: tarifa de referência TUSD FIO B para consumidores do agrupamento k no posto 
tarifário u, em R$/kW; 
𝑚𝑎(𝑗): parâmetro de ajuste ao mercado de referência para o componente de custo j. 
 
33. 
As Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE, obtidas em R$/kW, são adequadas 
para a forma de faturamento da modalidade tarifária horária azul do grupo A. Para 
as demais modalidades do grupo A e para o grupo B devem ser realizados ajustes. 
 
34. 
Para a modalidade tarifária horária Verde, a Tarifa de Referência TUSD 
TRANSPORTE do posto ponta é convertida para R$/MWh utilizando-se Fator de 
Carga – FC definidos no Submódulo 7.1, item 10. 
 
35. 
Para a modalidade tarifária Convencional Binômia do grupo A, as Tarifas de 
Referência TUSD TRANSPORTE ponta e fora ponta são convertidas em uma única 
Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE, em R$/kW, com base em um perfil típico 
de consumo da modalidade. 
 
36. 
Para a modalidade tarifária Convencional Monômia do grupo B, as Tarifas de 
Referência TUSD TRANSPORTE ponta e fora ponta são convertidas para uma Tarifa 
de Referência, em R$/MWh, por meio do mercado de referência de demanda, 
obtidos das tipologias e do mercado de referência de energia. 
 
37. 
Para a modalidade tarifária horária Branca, a Tarifa de Referência é baseada na do 
parágrafo anterior e nos fatores conforme definido no Submódulo 7.1, item 10.
Submódulo
7.2  Revisão
2.3

Procedimentos de Regulação Tarifária 
Assunto 
Submódulo Revisão 
Data de Vigência 
TARIFAS DE REFERÊNCIA 
7.2 
2.3 
D.O. 02/02/2021 
 
 
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7.2
5.1. TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD TRANSPORTE PARA A MODALIDADE 
DISTRIBUIÇÃO 
 
38. 
As Tarifas de Referência da TUSD TRANSPORTE para a modalidade tarifária 
Distribuição são determinadas considerando-se o agrupamento tarifário em que 
ocorre a conexão e a forma de compartilhamento dos ativos de propriedade da 
distribuidora acessada. São definidos 5 tipos de conexões: 
 
I. 
Tipo D1: Conexão diretamente em subestação de Rede Básica por meio de 
ativo da distribuidora acessada em uso exclusivo: 
 
a. a Tarifa de Referência TUSD FIO A terá valor igual ao da TUST – 
componentes Rede Básica e Fronteira – da barra de contratação da 
distribuidora; 
b. a Tarifa de Referência TUSD FIO B terá valor zero e os ativos da 
distribuidora acessada em uso exclusivo serão remunerados por 
encargo de conexão calculado nos termos do Submódulo 6.3 do 
PRORET, devido por meio de um Contrato de Conexão às Instalações 
de Distribuição – CCD. 
 
II. 
Tipo D2: Conexão em agrupamento AT (AT-2 e AT-3) por meio do sistema de 
distribuição em uso compartilhado: 
 
a. a Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE – componentes TUSD 
FIO A e TUSD FIO B – terá valor igual ao da Tarifa de Referência do 
agrupamento tarifário. 
 
III. 
Tipo D3: Conexão em secundário de subestação de distribuição (AT-2/AT-3) 
por meio de ativo da distribuidora acessada em uso exclusivo: 
 
a. a Tarifa de Referência TUSD FIO A terá valor igual ao da Tarifa de 
Referência do agrupamento tarifário; 
b. a Tarifa de Referência TUSD FIO B será o resultado da multiplicação 
do fator kk pela Tarifa de Referência do agrupamento, conforme 
equação (12); 
c. os ativos na tensão de atendimento da distribuidora acessada em uso 
exclusivo serão remunerados por encargo de conexão calculado nos 
termos do Submódulo 6.3 do PRORET, devido por meio de um 
Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição – CCD. 
 
IV. 
Tipo D4: Conexão no agrupamento MT: 
 
a. a Tarifa de Referência TUSD FIO A terá valor igual ao da Tarifa de 
Referência do agrupamento;
Submódulo
7.2  Revisão
2.3

Procedimentos de Regulação Tarifária 
Assunto 
Submódulo Revisão 
Data de Vigência 
TARIFAS DE REFERÊNCIA 
7.2 
2.3 
D.O. 02/02/2021 
 
 
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7.2
b. a Tarifa de Referência TUSD FIO B será o resultado da multiplicação 
do fator kk pela Tarifa de Referência do agrupamento, conforme 
equação (12). 
 
V. 
Tipo D5: Conexão no agrupamento BT: 
 
a. a Tarifa de Referência TUSD FIO A terá valor igual ao da Tarifa de 
Referência do agrupamento; 
b. a Tarifa de Referência TUSD FIO B será o resultado da multiplicação 
do fator kBT pela Tarifa de Referência do agrupamento, conforme 
equação (13). 
 
39. 
A classificação de cada conexão nos tipos definidos no parágrafo anterior será feita 
pela ANEEL no respectivo processo tarifário da distribuidora acessada. 
 
Cálculo do Fator k para cada agrupamento tarifário 
 
40. 
Para as conexões do tipo D3 e D4, definidas no parágrafo 38, a Tarifa de Referência 
TUSD FIO B é obtida a partir da Tarifa de Referência do agrupamento de acordo 
com a seguinte equação: 
 
𝑇𝑅𝐹𝐼𝑂𝐵,𝑢
𝐷−𝑘
= 𝑘𝑘∙𝑇𝑅𝐹𝐼𝑂𝐵,𝑢
𝑘
 
(12) 
 
onde: 
 
𝑘: agrupamento tarifário (AT-2, AT-3, ou MT ); 
𝑇𝑅𝐹𝐼𝑂𝐵,𝑢
𝐷−𝑘
: Tarifa de Referência TUSD FIO B da modalidade Distribuição para o agrupamento 
k, no posto tarifário u, em R$/kW; 
𝑇𝑅𝐹𝐼𝑂𝐵,𝑢
𝑘
: Tarifa de Referência TUSD FIO B para consumidores do agrupamento k, no posto 
tarifário u, em R$/kW; e 
𝑘𝑘: relação entre o custo de atendimento de uma distribuidora no agrupamento k e o custo 
médio do agrupamento. 
 
41. 
Para as conexões do tipo D5, definidas no parágrafo 38, a Tarifa de Referência 
TUSD FIO B é obtida a partir da Tarifa de Referência do agrupamento de acordo 
com a seguinte equação: 
 
𝑇𝑅𝐹𝐼𝑂𝐵
𝐷−𝐵𝑇= 𝑘𝐵𝑇∙𝑇𝑅𝐹𝐼𝑂𝐵
𝐵𝑇 
(13) 
 
onde: 
𝑇𝑅𝐹𝐼𝑂𝐵
𝐷−𝐵𝑇: Tarifa de Referência TUSD FIO B da modalidade Distribuição para o agrupamento 
BT, em R$/MWh; 
𝑇𝑅𝐹𝐼𝑂𝐵
𝐵𝑇
: Tarifa de Referência TUSD FIO B para consumidores do agrupamento BT, em 
R$/MWh; e 
𝑘𝐵𝑇: relação entre o custo de atendimento de uma distribuidora no agrupamento BT e o custo 
médio do agrupamento.
Submódulo
7.2  Revisão
2.3

Procedimentos de Regulação Tarifária 
Assunto 
Submódulo Revisão 
Data de Vigência 
TARIFAS DE REFERÊNCIA 
7.2 
2.3 
D.O. 02/02/2021 
 
 
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7.2
 
42. 
O custo de atendimento de uma distribuidora no agrupamento k é obtido a partir do 
custo médio calculado conforme item 3.2 deste Submódulo, desconsiderando o 
custo das linhas e redes do agrupamento. Para as permissionárias, adotam-se os 
parâmetros da principal distribuidora acessada. 
 
5.2. TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD TRANSPORTE PARA A MODALIDADE 
HORÁRIA BRANCA 
 
43. 
A TUSD TRANSPORTE da modalidade tarifária horária Branca, apurada na revisão 
tarifária, será definida por posto tarifário, conforme estabelecido no Submódulo 7.1, 
e terá os seguintes valores: 
 
I. para o posto tarifário ponta, será equivalente a 5 (cinco) vezes o valor da tarifa no 
posto fora ponta; 
 
II. para o posto tarifário intermediário, será equivalente a 3 (três) vezes o valor da 
tarifa no posto fora ponta; e 
 
III. para o posto tarifário fora ponta, será equivalente ao produto da TUSD da 
modalidade tarifária Convencional Monômia pelo parâmetro kz, calculado para 
cada subgrupo tarifário da distribuidora com base nos perfis típicos de consumo. 
 
44. 
Os valores descritos no parágrafo anterior são passíveis de flexibilização, conforme 
item 10 do Submódulo 7.1 do PRORET. 
 
6. TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD PERDAS 
 
6.1. TARIFAS DE REFERÊNCIA PERDAS TÉCNICAS E PERDAS DA REDE BÁSICA 
ASSOCIADAS ÀS PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO 
 
45. 
As Tarifas de Referência para as perdas técnicas e perdas da rede básica 
associadas às perdas na distribuição, apuradas na revisão tarifária, são calculadas 
por agrupamento de acordo com a seguinte equação: 
 
  𝑇𝑅𝑃𝑇
𝑘= 𝐹𝑃𝐸%(𝑘). 𝑃𝑀𝐸
100
. 𝜃𝑘 
(14) 
 
 
𝜃𝑘=
𝐸𝐶+𝐷(𝑘) + 𝐸𝐺
𝐹(𝑘)
𝐸𝐶+𝐷(𝑘) + 𝐸𝐺(𝑘) + 𝐸𝐺
𝐹(𝑘) 
(15) 
 
onde: 
𝑇𝑅_𝑃𝑇𝑘: tarifa de referência TUSD Perdas Técnicas do agrupamento 𝑘; 
𝐹𝑃𝐸%(𝑘): fator de perdas de energia do agrupamento 𝑘;  
𝑃𝑀𝐸: preço médio de repasse de energia da distribuidora em R$/MWh; e
Submódulo
7.2  Revisão
2.3

Procedimentos de Regulação Tarifária 
Assunto 
Submódulo Revisão 
Data de Vigência 
TARIFAS DE REFERÊNCIA 
7.2 
2.3 
D.O. 02/02/2021 
 
 
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7.2
𝐸𝐶+𝐷(𝑘): energia faturada dos consumidores e distribuidoras do agrupamento k; 
𝐸𝐺(𝑘) : energia gerada pelas centrais geradoras conectadas no agrupamento k;  
𝐸𝐺
𝐹(𝑘): 
energia 
atribuída 
a 
geração 
fictícia, 
dada 
pela 
diferença 
entre 
a 
𝐸𝐶+𝐷(𝑘) e 𝐸𝐺(𝑘) 
𝜃𝑘: ponderador de alocação das perdas entre os segmentos carga e geração. 
 
46. 
Para os agrupamentos AT-2 e AT-3, o valor de 𝜃𝑘 é igual a unidade. 
 
6.2. FATOR DE PERDAS DE ENERGIA 
 
47. 
O Fator de Perdas de Energia é obtido do resultado do cálculo das perdas na 
distribuição, definido no Módulo 7 do PRODIST. 
 
48. 
O Fator de Perdas de Energia representa o percentual de perdas de energia 
associado a cada agrupamento, obtido pela seguinte equação: 
 
[𝐹𝑃𝐸%] = [𝑃𝑆]𝑇. ⌈𝐹𝐼𝑆⌉−1 
(16) 
 
onde: 
[𝐹𝑃𝐸%]: vetor fator de perdas de energia dado pela relação entre as perdas acumuladas até 
o agrupamento e a energia entregue ao mesmo agrupamento; 
[𝑃𝑆]: vetor de perdas no agrupamento, dado pela soma das perdas nas redes do 
agrupamento e as perdas das transformação para o agrupamento [MWh]; e 
[𝐹𝐼𝑆]: matriz de fluxo intra-agrupamentos, sendo os elementos da diagonal principal iguais 
ao consumo do agrupamento (carga mais transformações) e os demais elementos iguais ao 
negativo da soma das energias transformadas entre os agrupamentos [MWh]. 
 
6.3. 
TARIFAS 
DE 
REFERÊNCIA 
PERDAS 
NÃO 
TÉCNICAS 
E 
RECEITAS 
IRRECUPERÁVEIS 
 
49. 
As Tarifas de Referência para Perdas Não Técnicas e Receitas Irrecuperáveis são 
calculadas da seguinte forma: 
 
  𝑇𝑅_𝑃𝑁𝑇/𝑅𝐼𝑘=
𝐸𝑈𝑆𝐷𝑘(𝑅$)
∑𝐸𝑈𝑆𝐷𝑘
𝑖
𝑘
(𝑅$) .
1
𝑀𝐸𝑘. 𝐶𝑈𝑆𝑇𝑂_𝑃𝑁𝑇/𝑅𝐼 
 
(17) 
 
onde: 
𝑇𝑅_𝑃𝑁𝑇/𝑅𝐼𝑘: tarifa de referência de perdas não técnicas ou de receitas irrecuperáveis do 
subgrupo k; 
𝐸𝑈𝑆𝐷𝑘(𝑅$): receita obtida pelo Mercado de Referência das unidades consumidoras e as 
funções de custo e componentes tarifárias da TUSD: Transporte, Encargos, Perdas 
Técnicas e Perdas na Rede Básica associadas a perdas na Distribuição; 
𝐶𝑈𝑆𝑇𝑂_𝑃𝑁𝑇/𝑅𝐼: custo regulatório de perdas não técnicas ou de receitas irrecuperáveis; 
𝑀𝐸𝑘: Mercado de Referência de energia em MWh das unidades consumidoras do subgrupo 
k.
Submódulo
7.2  Revisão
2.3

Procedimentos de Regulação Tarifária 
Assunto 
Submódulo Revisão 
Data de Vigência 
TARIFAS DE REFERÊNCIA 
7.2 
2.3 
D.O. 02/02/2021 
 
 
Página 14 de 16 
 
7.2
 
7. TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD ENCARGOS 
 
50. 
As Tarifas de Referência das componentes tarifárias da função de custo TUSD 
ENCARGOS, salvo TFSEE, P&D_EE e CDE, possuem valor unitário, em R$/MWh, 
em qualquer subgrupo e posto tarifário, uma vez que o fator de ajuste no cálculo da 
tarifa de aplicação recupera os custos de cada componente: 
 
I. 
Para TFSEE, as Tarifas de Referência, em R$/MWh, serão obtidas pela 
relação entre a receita de cada subgrupo tarifário do Grupo A e a do Grupo B 
– obtida pelo produto da componente TUSD FIO B base econômica pelo 
Mercado de Referência – e o respectivo mercado de energia;  
 
II. 
Para P&D_EE, as Tarifas de Referência serão obtidas, em R$/MWh, pela 
aplicação da alíquota percentual de P&D_EE ao somatório das funções de 
custo e componentes tarifários: TUSD FIO A, TUSD FIO B, TUSD PERDAS, 
PROINFA, ONS e TFSEE; e 
 
III. 
Para CDE e CDE COVID, as Tarifas de Referência obedecerão a trajetória 
definida na Tabela 2: 
 
Tabela 2: Trajetória das Tarifas de Referência da CDE 
Ano do 
processo 
tarifário 
Agrupamento tarifário 
AT-2 e AT-3 
MT 
BT 
2016 
1,00 
1,00 
1,00 
2017 
0,92 
0,97 
1,00 
2018 
0,85 
0,94 
1,00 
2019 
0,79 
0,92 
1,00 
2020 
0,73 
0,89 
1,00 
2021 
0,67 
0,87 
1,00 
2022 
0,62 
0,84 
1,00 
2023 
0,57 
0,82 
1,00 
2024 
0,53 
0,80 
1,00 
2025 
0,49 
0,77 
1,00 
2026 
0,45 
0,75 
1,00 
2027 
0,42 
0,73 
1,00 
2028 
0,39 
0,71 
1,00 
2029 
0,36 
0,69 
1,00 
2030 
0,33 
0,67 
1,00 
8. TARIFAS DE REFERÊNCIA – TE ENERGIA 
 
51. 
As Tarifas de Referência para a TE ENERGIA são calculadas por posto tarifário 
considerando: 
 
a) Para o posto fora ponta e intermediário o valor é igual a unidade;
Submódulo
7.2  Revisão
2.3
  Ano do      Agrupamento tarifário        
  processo    AT-2 e AT-3  AT-2 e AT-3  MT  BT  BT  
  tarifário              
2016      1,00    1,00  1,00    
2017      0,92    0,97  1,00    
2018      0,85    0,94  1,00    
2019      0,79    0,92  1,00    
2020      0,73    0,89  1,00    
2021      0,67    0,87  1,00    
2022      0,62    0,84  1,00    
2023      0,57    0,82  1,00    
2024      0,53    0,80  1,00    
2025      0,49    0,77  1,00    
2026      0,45    0,75  1,00    
2027      0,42    0,73  1,00    
2028      0,39    0,71  1,00    
2029      0,36    0,69  1,00    
2030      0,33    0,67  1,00    

Procedimentos de Regulação Tarifária 
Assunto 
Submódulo Revisão 
Data de Vigência 
TARIFAS DE REFERÊNCIA 
7.2 
2.3 
D.O. 02/02/2021 
 
 
Página 15 de 16 
 
7.2
 
b) Para o posto de ponta o valor é 1,72; 
 
c) Para a modalidade tarifária convencional é considerada a média ponderada das 
relações e duração horária dos postos ponta e fora ponta, conforme seguinte 
equação: 
 
  𝑇𝑅_𝐸𝑁𝐸𝐶= 𝑅𝑃𝐹𝑃𝑇𝐸 . 𝐻𝑃+  𝐻𝐹𝑃
𝐻𝑃+ 𝐻𝐹𝑃
 
(18) 
 
onde: 
𝑇𝑅_𝐸𝑁𝐸𝑪: tarifa de referência da TE ENERGIA das modalidades tarifárias 
convencional; 
𝑅𝑃𝐹𝑃𝑇𝐸: relação da Tarifa de Energia entre os postos tarifários ponta e fora ponta; 
𝐻𝑃: número de horas anuais para o posto ponta; 
𝐻𝐹𝑃: número de horas anuais para o posto fora ponta. 
 
9. TARIFAS DE REFERÊNCIA – TE TRANSPORTE, TE PERDAS E TE ENCARGOS 
 
52. 
As Tarifas de Referência para a TE TRANSPORTE, TE PERDAS E TE ENCARGOS 
possuem valor unitário, em R$/MWh, em qualquer subgrupo e posto tarifário, uma 
vez que o fator de ajuste no cálculo da tarifa de aplicação recupera os custos 
associados. 
 
10. TARIFAS DE REFERÊNCIA PARA O SUBGRUPO A1 
 
53. 
O disposto neste item aplica-se às unidades consumidoras conectadas em tensão 
igual ou superior a 230 kV, classificada no subgrupo A1, que tenham celebrado 
Contrato de Uso dos Sistemas de Distribuição - CUSD. 
 
54. 
A Tarifa de Referência TUSD FIO A para cada unidade consumidora terá valor igual 
ao da TUST do ponto de conexão à Rede Básica. A Tarifa de Referência TUSD FIO 
B terá valor igual zero. 
 
55. 
As Tarifas de Referência dos componentes tarifários da TUSD referentes às perdas 
técnicas, perdas não técnicas, CDE, ONS, PROINFA serão apuradas com a mesma 
regra definida para os demais subgrupos tarifários. 
 
56. 
As Tarifas de Referência dos componentes tarifários da TE serão apuradas com a 
mesma regra definida para os demais subgrupos tarifários.
Submódulo
7.2  Revisão
2.3

Procedimentos de Regulação Tarifária 
Assunto 
Submódulo Revisão 
Data de Vigência 
TARIFAS DE REFERÊNCIA 
7.2 
2.3 
D.O. 02/02/2021 
 
 
Página 16 de 16 
 
7.2
11. TARIFAS DE REFERÊNCIA PARA SUBGRUPO B4 (IP) 
 
57. 
As Tarifas de Referência B4a e B4b do subgrupo B4, para todos os componentes 
tarifários da TUSD e da TE, serão proporcionais a 55% e 60%, respectivamente, 
das correspondentes Tarifas de Referência do subgrupo B1. 
 
12. TARIFAS DE REFERÊNCIA PARA CENTRAIS GERADORAS 
 
58. 
As Tarifas de Referência para as centrais geradoras devem ser apuradas conforme 
o disposto no Submódulo 7.4 do PRORET.
Submódulo
7.2  Revisão
2.3