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
Situação: vigente
Data de publicação: 2022-02-01

## 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_ Submódulos 

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 cotaspartes, 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 database 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 database 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<br>Mercado|Correlação<br>entre<br>Empresas||||
|Energia Comprada<br>para Revenda –<br>Contratos<br>Iniciais|Empresa<br>Declarante|Concessionária A|Vendedor|Concessionária B|
|Venda<br>de Energia<br>Elétrica<br>–<br>Contratos<br>Iniciais|Empresa<br>Declarante|Concessionária B|Comprador|Concessionária A|
|Despesa de Uso de<br>Transporte-<br>Conexão|Empresa<br>Declarante|Concessionária C|Acessado|Concessionária D|
|Receita de uso de<br>Transporte-<br>Conexão|Empresa<br>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: 

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. 55A 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|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<br>2<br>–<br>REVISÃO<br>TARIFÁRIA<br>PERIÓDICA<br>DAS<br>CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO|-||-|-|
|Submódulo 2.1 – Procedimentos Gerais|XI||2.3 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 2.1 A – Procedimentos Gerais – Aditivo contratual<br>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<br>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<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)|XI||2.4|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 2.1 – Procedimentos Gerais<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025)|XI||2.5|Desde 14/03/2025|
|Submódulo 2.1A – Procedimentos Gerais<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)|XII||2.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 2.2 – Custos Operacionais<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)|XIII||4.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 2.2 – Custos Operacionais<br>(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<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)|XVII||4.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 2.5A – Fator X<br>(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<br>(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<br>(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<br>(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<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025)|XIV||2.0|Desde 14/03/2025|

|Submódulo 2.7 – Outras Receitas<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)|XX||2.3|Desde 03/06/2024|
|---|---|---|---|---|
|Submódulo 2.7 A – Outras Receitas<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)|XXI||1.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 2.7 – Outras Receitas<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.150, de 27.01.2026)|XX||2.4|Desde 27/01/2026|
|Submódulo 2.7 A – Outras Receitas<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.150, de 27.01.2026)|XXI||1.3|Desde 27/01/2026|
|Submódulo 2.8 – Geração Própria<br>(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<br>Concessionárias de Distribuição|XXIII||1.0 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 2.10 – Rito de Revisão Extraordinária das<br>Concessionárias de Distribuição (pleitos decorrentes da<br>pandemia do Coronavírus)|LXXVII||1.0C|Desde 1º/03/2022|
|Módulo<br>3<br>–<br>REAJUSTE<br>TARIFÁRIO<br>ANUAL<br>DAS<br>CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO|-||-|-|
|Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais|XXIV||1.4 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 3.1 A – Procedimentos Gerais – Aditivo contratual<br>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<br>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<br>2016|XXIX||1.0 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)|XXIV||1.5|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 3.1 A<br>– Procedimentos Gerais – Aditivo contratual 2016<br>(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<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)|XXVI||1.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 3.2 A – Custos de<br>Aquisição de Energia – Aditivo contratual 2016<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)|XXVII||1.2|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 3.1 – Procedimentos Gerais<br>(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<br>contratual 2016<br>(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<br>(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 –<br>Aditivo contratual 2016<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.114, de 11.02.2025)|XXVII||2.0|Desde 14/03/2025|
|Submódulo 3.3 – Custos de Transmissão<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)|XXVIII||1.1|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 3.3A – Custos de Transmissão<br>(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<br>(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<br>DISTRIBUIÇÃO|-|||-|-|
|Submódulo 4.1 – Conceitos Gerais|XXXII|||1.0 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 4.2 –Conta de Compensação de Variação de<br>Valores de Itens da Parcela “A”|XXXIII|||1.1 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 4.2 A –Conta de Compensação de Variação de<br>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<br>Valores de Itens da Parcela “A”<br>(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<br>Valores de Itens da Parcela “A”<br>(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<br>Valores de Itens da Parcela “A” – Aditivo contratual 2016<br>(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<br>Valores de Itens da Parcela “A” –**Aditivo contratual 2016**<br>(**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<br>Mercado de Curto Prazo|XXXV|||1.0 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 4.3 –Sobrecontratação de Energia e Exposição ao<br>Mercado de Curto Prazo<br>(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<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.049, de 22.11.2022)||||1.7||
|Submódulo 4.4 A –Demais Componentes Financeiros – DCF –<br>Aditivo contratual 2016|XXXVII|||1.3 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 4.4 A - DEMAIS COMPONENTES FINANCEIROS<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.049, de 22.11.2022)||||1.4||
|Submódulo 4.4 – Demais Componentes Financeiros<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)|XXXVI|||1.8|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 4.4A – Demais Componentes Financeiros<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)|XXXVII|||1.5|Desde 03/06/2024|
|Submódulo 4.4 – Demais Componentes Financeiros<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.117, de 08.04.2025)|XXXVI|||1.9|Desde 11/04/2025|
|Submódulo 4.4A – Demais Componentes Financeiros<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.117, de 08.04.2025)|XXXVII|||1.6|Desde 11/04/2025|
|Submódulo 4.4 – Demais Componentes Financeiros<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.127, de 01.07.2025)|XXXVI|||2.0|Desde 04/07/2025|

|Submódulo 4.4A – Demais Componentes Financeiros<br>(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 –<br>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<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.048, de 22.11.2022)|||1.2||
|Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.049, de 22.11.2022)|||1.2||
|Submódulo 5.2 – Conta de Desenvolvimento Energético – CDE<br>(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<br>(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<br>(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<br>(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<br>de Energia – PROINFA|XL||1.0 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 5.4 – Encargo de Serviço de Sistema – ESS e Encargo<br>de Energia de Reserva<br>– EER|XLI||1.0 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 5.4 – Encargo de Serviço de Sistema – ESS, Encargo<br>de Energia de Reserva – EER e Encargo de Potência para<br>Reserva de Capacidade – ERCAP(Redação dada pela REN ANEEL 1.103,<br>de 24.09.2024)|XLI||2.0|Desde 1º/10/2024|
|Submódulo 5.5 – Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia<br>Elétrica – TFSEE|XLII||1.1 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 5.5 – Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia<br>Elétrica – TFSEE<br>(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<br>Energética – EE|XLIII||1.3 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 5.6 – Pesquisa e Desenvolvimento – P&D, Eficiência<br>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<br>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<br>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<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)|XLVII||**2.0**|Desde 03/06/2024|

|Submódulo 6.5 – Serviços Cobráveis|Submódulo 6.5 – Serviços Cobráveis|-||-|-|
|---|---|---|---|---|---|
|Submódulo 6.6 –Preço Médio da Energia Hidráulica (PMEH) e<br>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<br>(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<br>DISTRIBUIÇÃO||-||-|-|
|Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais||LI||2.5C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.008, de 15.03.2022)||LI||2.6|Desde 7/04/2022|
|Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.048, de 22.11.2022)||||2.7||
|Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais<br>(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<br>(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<br>(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<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.048, de 22.11.2022)||||2.5||
|Submódulo 7.3 –Tarifas de Aplicação<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.060, de 07.02.2023)||LIII||2.6|Desde 10/02/2023|
|Submódulo 74 – Tarifasara Centrais|Geradoras|LIV||1.0 C|Desde 1º/03/2022|
|.p ||||||
|Submódulo 74 – Tarifas ara Centrais||LVI||2.0|Desde 30/06/2022|
|Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.060, de 07.02.2023)||LI||2.8|Desde 10/02/2023|
|Submódulo 7.1 – Procedimentos Gerais<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.147, de 09.12.2025)||LI||2.9|Desde 09/12/2025|
|Submódulo 7.2 –Tarifas de Referências<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.060, de 07.02.2023)||LII||2.5|Desde 10/02/2023|
|Submódulo 7.3 –Tarifas de Aplicação<br>(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<br>(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<br>(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<br>Densidade de Carga||LIX||1.0 C|Desde 1º/03/2022|

|Submódulo 8.1 – Revisão Tarifária Periódica<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.058, de 07.02.2023)|LV||2.2|Desde 01/03/2023|
|---|---|---|---|---|
|Submódulo 8.2 – Reajuste Tarifário Anual<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.058, de 07.02.2023)|LVI||2.1|Desde 01/03/2023|
|Submódulo 8.3 – Estrutura Tarifária<br>(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<br>(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<br>(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<br>Densidade de Carga<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.058, de 07.02.2023)|LIX||1.1|Desde 01/03/2023|
|MÓDULOS: Submódulo 8.6 - Componentes Financeiros;<br>(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<br>Concessionárias Existentes|LX||4.0 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 9.1 – Revisão Periódica das Receitas das<br>Concessionárias Existentes<br>(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<br>Concessionárias Existentes<br>(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<br>Concessionárias Licitadas|LXI|4.0 C||Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 9.2 – Revisão Periódica das Receitas das<br>Concessionárias Licitadas<br>(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<br>Concessionárias Licitadas<br>(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<br>Transmissão(TUST) e da Tarifa de Transporte de Itaipu |-|-||-|
|Submódulo 9.5 – Cálculo da TUST para Geradores Participantes<br>de Leilões de Energia Nova|-|-||-|
|Submódulo 9.6 – Cálculo dos Encargos de Uso<br>e Conexão|-|-||-|
|Submódulo 9.7 – Implementação de Melhorias e Reforços em<br>Instalações de Transmissão|LXIII|1.2 C||Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 9.7 – Implementação de Melhorias e Reforços em<br>Instalações de Transmissão<br>(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<br>Concessionárias de Transmissão<br>(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<br>Concessionárias de Transmissão Licitadas<br>(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<br>Concessionárias de Transmissão|LXII|1.1|Desde 03/06/2024|
|---|---|---|---|
|Submódulo 9.4 – Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de<br>Transmissão (TUST) e da Tarifa de Transporte de Itaipu.<br>(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<br>de Leilões de Energia Nova<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)||cancelado||
|Submódulo 9.6 - Cálculo dos Encargos de Uso e Conexão<br>(Redação dada pela REN ANEEL 1.091, de 14.05.2024)||cancelado||
|Submódulo 9.7 – Implementação de melhorias e reforços em<br>instalações sob responsabilidade de Concessionárias de<br>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<br>Receita Anual Permitida (RAP) dos Leilões de Concessão de<br>Transmissão de Energia Elétrica|LXIV|1.2 C|Desde 1º/03/2022|
|Módulo 10 – ORDEM E CONDIÇÕES DE REALIZAÇÃO DOS<br>PROCESSOS TARIFÁRIOS E REQUISITOS DE INFORMAÇÕES E<br>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<br>Permissionárias|LXVI|1.2 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 10.4 – Revisões e Reajustes das Receitas de<br>Transmissoras|LXVIII|1.0 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 10.5 – Informações Periódicas para Cálculo da TUST<br>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<br>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<br>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<br>Receitas das Transmissoras<br>(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<br>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<br>(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<br>a 500 GWh/Ano|LXX|1.5 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 11.1 – Distribuidoras com Mercado Próprio inferior<br>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<br>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<br>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<br>Usinas Hidrelétricas Cotistas|LXXII|2.1 C|Desde 1º/03/2022|
|Submódulo 12.1 – Revisão da Receita Anual de Geração das<br>Usinas Hidrelétricas Cotistas.<br>(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<br>(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<br>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<br>instalações de geração<br>(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<br>Usinas Enquadradas na Lei nº 12.783, de 2013.<br>(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|

|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|
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|---|---|---|---|---|---|
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|3.4 A|1.0|REN|761/2017|24/02/2017|28/02/2022|
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|---|---|---|---|---|---|
|4.4 A|1.3|REN|845/2019|27/05/2019|28/02/2022|
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|5.2|1.0|REN|800/2017|22/12/2017|27/06/2018|
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|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|
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|5.5|1.1 C|REN|1.003/2022|01/03/2022|02/06/2024|
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|---|---|---|---|---|---|
|6.8|1.6|REN|826/2018|15/08/2018|26/05/2019|
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|7.1|2.7|REN|1048/2022<br>1049/2022|||
|7.1|2.9|REN|1.147/2025|||
|7.2|1.0|REN|464/2011|28/11/2011|03/07/2012|
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|7.3|2.2|REN|721/2016|01/06/2016|22/12/2019|

|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|
|7.3|2.4C|REN|1028/2022|01/08/2022|01/12/2022|
|7.3|2.5|REN|1048/2022|02/12/2022|09/02/2023|
|7.3|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|15/04/2015|28/02/2022|
|7.4|1.0 C|REN|1024/2022|01/03/2022|29/06/2022|
|7.4|1.0 C|REN|1.003/2022|01/03/2022|29/06/2022|
|7.4|2.0|REN|1.024/2022|30/06/2022|02/10/2022|
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|8.1|1.2|REN|581/2013|06/11/2013|27/03/2016|
|8.1|2.0|REN|704/2016|28/03/2016|06/05/2018|
|8.1|2.1|REN|813/2018|07/05/2018|28/02/2022|
|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|
|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|
|8.3|1.0|REN|537/2013|15/03/2013|23/03/2014|
|8.3|1.1|REN|607/2014|24/03/2014|22/12/2014|
|8.3|1.2|REN|639/2014|23/12/2014|14/04/2015|
|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|
|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|

|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|

(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<br>Supridora|Densidade<br>Cooperativa|Densidade<br>Principal<br>Supridora|Subvenção Anual<br>(R$)|Data<br>Referência<br>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 

## ANEXO VI 

TABELA 1 – DATA DE REFERÊNCIA CONTRATUAL 

|Cooperativa|Principal<br>Supridora|Data de Reajuste<br>da Supridora<br> <br> <br>|Data de<br>Referência da<br>Cooperativa|
|---|---|---|---|
|CERCI|ENEL RIO|15/mar<br>|29/abr|
|CERAL ARARUAMA|ENEL RIO|15/mar<br>|29/abr|
|CEMIRIM|CPFL<br>PAULISTA|08/abr<br>|29/mai|
|CERFOX|RGE|19/jun<br>|30/jul|
|CERTHIL|RGE|19/jun<br>|30/jul|
|ELETRORURAL|COPEL|22/jun<br>|30/jul|
|CERVAM|ELEKTRO|27/ago<br>|30/set|
|CEGERO|CELESC|22/ago<br>|30/set|
|CERSAD|CELESC|22/ago<br>|30/set|
|CODESAM|CELESC|22/ago<br>|30/set|
|COOPERZEM|CELESC|22/ago<br>|30/set|
|COOPERSUL|CEEE|22/nov<br>|22/dez|
|COOPERNORTE|CEEE|22/nov<br>|22/dez|

TABELA 2 – DATA DE REFERÊNCIA DO LAUDO DE ATIVOS 

|Cooperativa|Principal<br>Supridora|Data de<br>Referência para<br>Parcela B|Data de<br>Referência<br>para<br>Subvenção|
|---|---|---|---|
|CERCI|ENEL RIO|31/10/2017|31/10/2017|
|CERAL ARARUAMA|ENEL RIO|31/10/2017|31/10/2017|
|CEMIRIM|CPFL<br>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<br>Supridora|Densidade da<br>Cooperativa|Densidade da<br>Principal<br>Supridora|
|---|---|---|---|
|CERCI|ENEL RIO|29,23|183,67|
|CERAL<br>ARARUANA|ENEL RIO|30,78|183,67|
|CEMIRIM|CPFL<br>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<br>antes da Data de<br>Referência<br>Contratual<br>(DRC)|Áreas<br>Envolvidas|
|---|---|---|
|1. Encaminhamento do laudo de<br>ativos pela cooperativa.|90|SGT/SFF|
|2. Divulgação do valor de Parcela B<br>teto pela ANEEL|60|SGT|
|3. Aprovação de Resolução Autorizativa<br>(REA) referente ao enquadramento da<br>cooperativa como permissionária,<br>contendo área de permissão e valor de<br>Parcela B teto.|Entre 60 e 20|SCT|
|4. Data limite para assinatura do<br>Contrato de Permissão|15|SCT|
|5. Envio de informações<br>complementares para a definição<br>da tarifa inicial|15|SGT|
|6. Data de Referência Contratual (Início<br>da aplicação das tarifas<br>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<br>com sinal positivo e credoras<br>com<br>negativo)|Descrição (considerando-se números em<br>absoluto)|
|---|---|
|(+)61X5.X.05-19|(=)Despesas de PMSO(NG’s 05 a 19)|
|(-) 61X5.X.05.04|(-) Benefício Pós-Emprego - Previdência<br>Privada - Déficit ou Superávit Atuarial, se<br>o saldo for<br>devedor; (+) se o saldo for credor|
|(-) 61X5.X.05.05|(-) Programa de Demissão Voluntária –<br>PDV, se o saldo for devedor; (+) se o saldo<br>for credor|
|(-) 61X5.X.05.09|(-) Outros benefícios Pós-Emprego - Déficit<br>ou Superávit Atuarial, se o<br>saldo for devedor; (+) se for credor|
|(-) 61X5.X.12.01, se o saldo<br>for credor|(+) Provisão para Devedores<br>Duvidosos, se o saldo for credor|
|(-) 61X5.X.12.02, se o saldo for<br>credor|(+) Provisão para Litígios Trabalhistas, se o<br>saldo for credor|
|(-) 61X5.X.12.03, se o saldo<br>for credor|(+) Provisão para Litígios Cíveis, se o<br>saldo for credor|
|(-) 61X5.X.12.04, se o saldo<br>for credor|(+) Provisão para Litígios Fiscais, se o<br>saldo for credor|
|(-) 61X5.X.12.05, se o saldo<br>for credor|(+) Provisão para Litígios Ambientais,<br>se o saldo for credor|
|(-) 61X5.X.12.06, se o saldo<br>for credor|(+) Provisão para Litígios<br>Regulatórios, se o saldo for credor|
|(-) 61X5.X.12.07|(+) Provisão para Redução ao Valor<br>Recuperável (subtração se Reversão<br>Líquida)|
|(-) 61X5.X.12.99, se o saldo<br>for credor|(+) Provisão – Outros, se o saldo for<br>credor|
|(-) 61X5.X.15, do que<br>superar 1% (hum por cento) da<br>Receita Bruta<br>deduzida dos Tributos sobre a<br>Receita|(+) Recuperação de Despesas, do que<br>superar 1% (hum por cento) da Receita<br>Bruta deduzida dos Tributos sobre a<br>Receita|

## ANEXO IX 

## CÁLCULO DO PMSO REALIZADO SEM DESPESAS DE PROVISÕES 

|Código BMP (contas devedoras<br>com sinal positivo e credoras<br>com<br>negativo)|Descrição (considerando-se números em<br>absoluto)|
|---|---|
|(+)61X5.X.05-19|(=)Despesas de PMSO(NG’s 05 a 19)|
|(-) 61X5.X.05.04|(-) Benefício Pós-Emprego - Previdência<br>Privada - Déficit ou<br>Superávit Atuarial, se o saldo for devedor;<br>(+) se o saldo for credor|
|(-) 61X5.X.05.05|(-) Programa de Demissão Voluntária –<br>PDV, se o saldo for devedor; (+) se o saldo<br>for credor|
|(-) 61X5.X.05.09|(-) Outros benefícios Pós-Emprego -<br>Déficit ou Superávit Atuarial, se o saldo<br>for devedor; (+) se for credor|
|(-)61X5.X.12|(-)Provisão|
|(-) 61X5.X.15, do que<br>superar 1% (hum por cento) da<br>Receita Bruta deduzida dos<br>Tributos<br>sobre a Receita|(+) Recuperação de Despesas, do que<br>superar 1% (hum por cento) da Receita<br>Bruta deduzida dos Tributos sobre a<br>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:|Diretor Financeiro Nome:|
|---|---|
|CPF:|CPF:|
|Telefone:|Telefone:|
|Correio eletrônico:|Correio eletrônico:|
|Diretor Técnico|Presidente do Conselho de Administração da|
|Nome:|RESPONSÁVEL|
|CPF:|Nome:|
|Telefone:|CPF:|
|Correio eletrônico:|Telefone:|
||Correio eletrônico:|

Pelo Acionista Controlador, como Interveniente: 

|Presidente: Nome:|Diretor Financeiro Nome:|
|---|---|
|CPF:|CPF:|
|Telefone:|Telefone:|
|Correio eletrônico:|Correio eletrônico:|
|Diretor de Distribuição Nome:||
|CPF:||
|Telefone:||
|Correio eletrônico:||