Alteração do Módulo 2 do PRORET.
Situação: vigente
Data de publicação: 2025-05-20

## AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL 

RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.121, DE 20 DE MAIO DE 2025 

Alteração do Módulo 2 do PRORET. 

## Voto-Vista 

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA –ANEEL, no uso de suas de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista no Decreto nº 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 48500.900598/2019-41, 

RESOLVE 

Art. 1º Aprovar a versão 5.0 do Submódulo 2.2 do Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, conforme anexo a essa Resolução. 

Art. 2º  Alterar o Quadro I do Anexo I da Resolução Normativa nº 1.003, de 1º de fevereiro de 2022, conforme a seguir: 

|||||
|---|---|---|---|
|MÓDULOS|Anexo|Versão|VIGÊNCIA|
|Submódulo 2.2 – Custos Operacionais|XIII|5.0|Desde 23/05/2025|

Art. 3º A alteração não se aplica para as revisões tarifárias com Consultas Públicas já instauradas em 2025 na data de publicação desta Resolução. 

Art. 4º Delegar à Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica – STR que proceda, anualmente, à atualização da base de dados necessária ao cálculo anual do Data Envelopment Analisys (DEA) para aplicação do modelo por meio da realização de Tomada de Subsídios, mantidas as regras de aplicação, nos termos da minuta de ato em anexo. 

Art. 5º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação. 

SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 

Este texto não substitui o publicado no D.O. de 23.05.2025, seção 1, p. 150, v. 163, n. 96 e o retificado no D.O. de 22.09.2025. 

## **ANEXO I MINUTA SUBMODULO 2.2** 

## **ANEXO XIII** 

**Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica de Concessionárias de Distribuição** 

## **Submódulo 2.2** 

## **CUSTOS OPERACIONAIS** 

**Versão 5.0** 

## **1. OBJETIVO** 

1. Estabelecer a metodologia a ser utilizada para definição dos Custos Operacionais Regulatórios nos processos de revisão tarifária das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. 

## **2. ABRANGÊNCIA** 

2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se a todas as revisões tarifárias de concessionárias do serviço público de distribuição de energia. 

## **3. METODOLOGIA DE DEFINIÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS** 

3. Os custos operacionais, para fins de revisão tarifária, correspondem aos custos com Pessoal, Materiais, Serviço de Terceiros, Outros Custos Operacionais, Tributos e Seguros relativos à atividade de Distribuição e Comercialização de energia elétrica. 

4. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais regulatórios na revisão tarifária periódica busca definir o nível eficiente de custos operacionais para execução dos processos, de acordo com as condições previstas nos contratos de concessão e regulamentação, assegurando uma prestação de serviço adequada e que os ativos manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda a sua vida útil. 

5. Na definição dos custos operacionais regulatórios, serão observados os custos praticados pelas distribuidoras, o nível eficiente de custos, e as características das áreas de concessão. 

6. A identificação do nível eficiente de custos é obtida pela comparação entre as distribuidoras por meio de um método de _benchmarking_ que leva em consideração os atributos de cada concessionária. 

7. A partir desses condicionantes é estabelecida uma Meta de Custos Operacionais regulatórios a ser atingida ao longo do ciclo tarifário. 

8. Ressalte-se que não se trata de uma meta a ser alcançada pela empresa, mas uma referência de custos operacionais a ser considerada no cálculo da Parcela B ao final do ciclo. 

9. No momento da revisão tarifária a meta regulatória é comparada com a cobertura de custos operacionais presente na tarifa da concessionária, denominada Receita de Custos Operacionais. 

10. A partir da diferença entre a meta regulatória e a Receita de Custos Operacionais, será calculada uma trajetória regulatória. Parte da diferença será incorporada no momento da revisão tarifária e a parcela remanescente será considerada para fins de cálculo do Componente T do Fator X. 

11. A meta regulatória e/ou o valor a ser considerado na revisão tarifária pode ser ajustado para um limite máximo ou mínimo. 

12. Na seção 3.1 é apresentado o cálculo da Receita de Custos Operacionais. Na seção 3.2 é apresentado o cálculo da Meta de Custos Operacionais. Na seção 3.3 é apresentado o cálculo dos custos operacionais na revisão tarifária e a definição do componente T do Fator X. 

## **3.1. CÁLCULO DA RECEITA DE CUSTOS OPERACIONAIS** 

13. A referência inicial para a definição da Meta de Custos Operacionais é a cobertura tarifária da concessionária no momento da revisão. 

14. Apura-se a parcela de receita correspondente aos custos operacionais regulatórios na receita verificada no Ano Teste da revisão, calculada a partir proporção entre os custos operacionais e a Parcela B definidos na revisão tarifária anterior. 

15. Nos casos em que houve trajetória de redução via Componente T do Fator X na revisão anterior, devese apurar a nova proporção considerando tal efeito, conforme equação abaixo. 

Onde: 

COAt: receita de custos operacionais no Ano Teste; 

CORev: valor dos custos operacionais aprovado na última revisão tarifária com ajustes; 

VPBRev: :  valor da Parcela B na última revisão tarifária; 

TRev: Componente T do Fator X definido na última revisão tarifária; 

VPBAt: receita de Parcela B no Ano Teste; e 

N: número de anos do ciclo tarifário da concessionária. 

16. Na equação anterior CORev e VPBRev buscam identificar o tamanho relativo dos custos operacionais regulatórios na construção da Parcela B da última revisão tarifária. Portanto, para fins desse cálculo devem ser consideradas os ajustes e deduções incluídas na formação da Parcela B como a dedução dos ganhos de produtividade, outras receitas e outros ajustes de efeito semelhante. 

17. Por sua vez, a receita de Parcela B no Ano Teste é calculada a partir das tarifas de distribuição decorrentes da abertura tarifária do último reajuste aplicadas ao mercado do Ano Teste. 

## **3.1.1. SITUAÇÕES EXCEPCIONAIS** 

18. Situações excepcionais como a não aplicação de reajustes no ano anterior por inadimplemento setorial, ou outra motivação de igual efeito, e surgimento de revisões tarifárias extraordinárias deverão ser examinadas caso a caso objetivando escolher a melhor alternativa para apurar a parcela de cobertura de custos operacionais no Ano Teste. 

## **3.2. CÁLCULO DA META DE CUSTOS OPERACIONAIS** 

19. O valor do custo operacional eficiente será definido a partir da comparação da receita de custos operacionais no momento da revisão e o intervalo de custos operacionais eficientes para a concessionária em análise, conforme abaixo. 

Onde: 

COef: valor dos custos operacionais regulatórios eficientes; 

LS: limite superior dos custos operacionais regulatórios eficientes; e 

LI: limite inferior dos custos operacionais regulatórios eficientes. 

20. Como regra geral, a meta será ajustada de tal forma que não implique uma trajetória que exceda uma variação de custos operacionais regulatórios superior a 5% a.a. 

Onde: 

∆CO: variação anual dos custos operacionais regulatórios; e COmeta: meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual. 

21. Para os casos em que a razão entre o custo definido pela Eq. 3 (COmeta) e os custos operacionais reais for superior à θcom, a meta de custos operacionais será ajustada conforme o desempenho da concessionária em relação ao atendimento do indicador DEC por conjunto de unidades consumidoras de acordo com a formulação abaixo: 

## Onde: 

CO’meta: meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento; 

θcom: eficiência de compartilhamento _;_ 

β: benefício apropriado conforme Anexo VI; 

Opexmédio: média dos custos operacionais reais; e 

θref: eficiência de referência de 85,52%, mediana das eficiências do Anexo I (coluna: Centro). 

22. A representação dos custos operacionais reais se dará de acordo com os mesmos critérios contábeis considerados no estudo que fundamentou a metodologia de custos operacionais. 

23. Para o cálculo de Opexmédio será considerado o valor médio dos custos operacionais reais nos dois anos consecutivos mais próximos da revisão tarifária, considerando a informação mais recente disponível, atualizados monetariamente pelo IPCA do mês de junho de cada ano até a data da revisão tarifária. 

24. As metas definidas não poderão ultrapassar percentuais máximos ou mínimos dos custos operacionais reais de tal forma que: 

## Onde: 

𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎(𝑙𝑖𝑚) : meta de custos operacionais regulatórios sem compartilhamento após limite; e ′ 𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎(𝑙𝑖𝑚) : meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento após limite 

25. Nas seções seguintes são definidos os parâmetros das equações acima. 

## **3.2.1. INTERVALO DE CUSTOS EFICIENTES** 

26. Os intervalos de custos operacionais eficientes são calculados conforme expressão a seguir: 

## Onde: 

LS: limite superior dos custos operacionais regulatórios; 

LI: limite inferior dos custos operacionais regulatórios; 

θsup: limite superior do intervalo de eficiência apurado para a empresa; 

θinf: limite inferior do intervalo de eficiência apurado para a empresa; 

θref: eficiência de referência de 85,52%, mediana das eficiências do Anexo I (coluna: Centro); Opex: custo operacional real da empresa usado no cálculo de eficiência; e 

α: fator de atualização. 

27. Os limites superior θsup e inferior θinf para cada distribuidora, estão apresentados no Anexo I. 

28. Os custos operacionais reais de cada empresa usados no cálculo de eficiência estão apresentados no Anexo II. 

## **3.2.2. FATOR DE ATUALIZAÇÃO** 

29. Para o cálculo do fator de atualização 𝛼 , considera-se a seguinte equação: 

## Onde: 

Opexef: custo eficiente estimado para a concessionária; 

yj: produto “j” da empresa; 

Vj: “peso” atribuído ao produto “j”; 

u: “peso” atribuído ao insumo; 

m: total de produtos; e 

φ: “fator de escala” da empresa _._ 

30. Os produtos utilizados 𝑦𝑗 bem como seus respectivos pesos por concessionária foram obtidos do estudo de benchmarking realizado pela ANEEL, e estão apresentados nos Anexos III e IV. 

31. O fator de atualização será calculado conforme a equação a seguir. 

## Onde: 

Opexef[t+1: ] custo eficiente estimado na data base da revisão tarifária; Opex[t] ef custo eficiente estimado no último ano da data base do cálculo da eficiência; IPCA[t+1:] número índice do IPCA no mês anterior à data base da revisão tarifária; e IPCA[t] : número índice do IPCA no mês anterior à data base do cálculo da eficiência. 

32. Os dados que serão considerados e data base de todos os produtos estão definidos a seguir. 

## **3.2.3. BASE DE DADOS E DATA BASE** 

33. Os dados de produtos utilizados para o cálculo do custo eficiente e do fator de atualização serão baseados nas seguintes fontes: 

**Tabela 1 – Fontes de dados dos produtos e cálculo do fator de atualização** _._ 

|**Produto**|**Fonte**|
|---|---|
|Rede Urbana|BDGD (SIG-R)|
|Rede não Urbana|BDGD (SIG-R)|
|Mercado Ponderado considerando PNT<br>regulatória|SAMP e Submódulo 2.6/2.6 A do Proret|
|Consumidores|SAMP|

34. Caso se verifique a indisponibilidade ou inconsistência da informação nas bases de dados descritas na tabela acima poderão ser utilizadas outras fontes para validação ou substituição dos dados existentes. 

35. Para fins da atualização descrita na Eq. 8 serão utilizados os dados de extensão de rede encaminhados à Aneel na Base de Dados Geográfica da Distribuidora – BDGD. Será considerada no cálculo a informação de rede no sexto mês anterior à data da revisão tarifária. 

36. O valor incremental de expansão da rede do último ano civil validado no BDGD até o sexto mês anterior à data da revisão tarifária será solicitado à concessionária. 

37. Os dados de mercado ponderado e consumidores serão recebidos via Sistema de Acompanhamento de Informação de Mercado para Regulação Econômica – SAMP. Para fins da atualização será considerado o quantitativo de consumidores no sexto mês anterior a data da revisão tarifária e o mercado realizado no Ano Teste. 

38. Os fatores de ponderação dos mercados de AT, MT e BT serão os mesmos utilizados no estudo de eficiência referente ao ano mais recente conforme Anexo V. 

39. O mercado utilizado é o faturado acrescido da energia compensada pelas unidades consumidoras enquadradas no Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE). 

40. O valor de 55% da meta de perda não técnica regulatória (ponto de chegada) será adicionado ao mercado de baixa tensão que compõe o produto mercado ponderado. 

41. O valor da meta de perda não técnica regulatória (MWh) será resultante da aplicação da meta percentual (ponto de chegada) de perda não técnica regulatória sobre o mercado de baixa tensão medido definido na revisão tarifária conforme Submódulo 2.6 e 2.6 A do Proret. 

42. O valor da meta de perda não técnica regulatória (ponto de chegada) será aquele definido no último processo de revisão tarifária para fins do estudo de eficiência. 

43. O valor da meta de perda não técnica regulatória (ponto de chegada) será aquele definido na revisão tarifária em processamento para definição custo eficiente na data base da revisão tarifária. 

## **3.3. CÁLCULO DOS CUSTOS OPERACIONAIS E COMPONENTE T DO FATOR X** 

44. A diferença entre os valores de meta regulatória e a receita de custos operacionais será considerada na revisão das tarifas da concessionária conforme formulações definidas nessa seção, sendo que o valor remanescente considerado como componente T do Fator X. 

45. O valor dos custos operacionais regulatórios a ser considerado na revisão tarifária não poderá ultrapassar percentuais máximos ou mínimos dos custos operacionais reais. 

46. No caso de prevalecer a meta regulatória sem compartilhamento após limite, equação 5, o valor dos custos operacionais regulatórios a ser considerado na revisão tarifária e o Componente T do Fator X serão calculados conforme as expressões a seguir. 

Se ∆𝐶𝑂≤5% 

Caso contrário: 

COp =  𝑚𝑖𝑛(max(COAt(1 ± 5%); 60% ∙𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜) ; 140% ∙𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜 

Sendo que: 

## Onde: 

∆CO: variação entre o valor da meta regulatória sem compartilhamento após limite e a receita de custos operacionais no Ano Teste; 

𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎(𝑙𝑖𝑚) : meta de custos operacionais regulatórios sem compartilhamento após limite; COAt: receita de custos operacionais no Ano Teste; Opexmédio: média dos custos operacionais reais; 

COp: valor de custos operacionais regulatórios a ser considerado na revisão tarifária em processamento; Tp: componente de trajetória dos custos operacionais do fator X para a revisão em processamento; VPBp: valor de Parcela B da revisão tarifária em processamento; e N: número de anos do ciclo tarifário 

47. No caso de prevalecer a meta regulatória com compartilhamento após limite, equação 6, o valor dos custos operacionais regulatórios a ser considerado na revisão tarifária e o Componente T do Fator X serão calculados conforme as expressões a seguir. 

Se ∆𝐶𝑂≤5% 

Caso contrário:                                                                                                                               (11) 

COp =  𝑚𝑖𝑛(max(COAt(1 ± 5%); 60% ∙𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜) ; 140% ∙𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜) 

Sendo que: 

## Onde: 

∆CO: variação entre o valor da meta regulatória com compartilhamento após limite e a receita de custos operacionais no Ano Teste; ′ 𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎(𝑙𝑖𝑚) : meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento após limite; COAt: receita de custos operacionais no Ano Teste; Opexmédio: média dos custos operacionais reais; 

COp: valor de custos operacionais regulatórios a ser considerado na revisão tarifária em processamento; Tp: componente de trajetória dos custos operacionais do fator X para a revisão em processamento; VPBp: valor de Parcela B da revisão tarifária em processamento; e 

## N: número de anos do ciclo tarifário. 

## **3.4. ATUALIZAÇÃO, APLICAÇÃO E REVISÃO METODOLÓGICA – CUSTOS OPERACIONAIS** 

48. A atualização dos Anexos I a V e da eficiência de referência θref será anual e por meio de despacho da Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica – STR, objetivando refletir o desempenho mais recente das concessionárias. 

49. O processo de atualização deve ter início com Tomada de Subsídios para publicação da base de dados e seguir os principais marcos temporais abaixo: 

**Tabela 2 – Cronograma anual de atualização.** 

|**Etapa **|**Data**|
|---|---|
|Abertura de Tomada de Subsídios com<br>publicação da base de dados|15/05|
|Publicação dos Anexos I a V e da eficiência de<br>referência por meio de Despacho da STR|15/10|
|Publicação dos Anexos I a V e da eficiência de<br>referência após eventuais recursos por meio de<br>Despacho|15/12|

50. O cronograma acima será válido a partir de 2026 sendo que em 2025 deverá ter início em até 2 meses após a data de publicação deste Proret. 

51. No primeiro processo de atualização será discutido em Tomada de Subsídios o critério uniforme de segregação das redes em urbana e não urbana e a partir de que ano será aplicado. 

52. Será considerado o regulamento vigente na data de revisão tarifária, com exceção do cálculo da meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento estabelecida por meio do parâmetro β do Anexo VI, que será adotado a partir das revisões tarifárias de 2026, sendo que para as revisões tarifárias de 2025 o cálculo será realizado da seguinte forma: 

53. Os parâmetros da fórmula acima foram definidos na seção 3.2. 

54. A metodologia de custos operacionais será avaliada 5 anos depois do início de vigência deste regulamento. Ainda que eventual aprimoramento seja identificado no âmbito da avaliação mencionada, permanece válida a atualização anual dos Anexos I a V e da eficiência de referência enquanto não ocorrer a revisão metodológica. 

## **4. ANEXOS** 

55. Acompanham este Submódulo os seguintes anexos: 

**Anexo I** – Intervalos de eficiência. 

**Anexo II –** Custos operacionais usados no cálculo de eficiência. **Anexo III** – Produtos usados no cálculo de eficiência. 

**Anexo IV** – Pesos atribuídos a cada produto no cálculo de eficiência. **Anexo V** – Fatores de ponderação de mercado. 

**Anexo VI** – Cálculo do benefício apropriado beta (β). 

## **ANEXO I** 

## **Intervalos de eficiência.** 

|Empresa|Limite inferior|Centro|Limite superior|
|---|---|---|---|
|EMT|95,26%|100,00%|100,00%|
|ELEKTRO|97,35%|100,00%|100,00%|
|CPFL - PIRATININGA|96,00%|100,00%|100,00%|
|COELCE|96,17%|100,00%|100,00%|
|UHENPAL|94,87%|100,00%|100,00%|
|CEPISA|96,22%|100,00%|100,00%|
|MUXFELDT|94,09%|100,00%|100,00%|
|CELTINS|93,54%|100,00%|100,00%|
|CELPA|97,56%|100,00%|100,00%|
|CPFL - PAULISTA|97,06%|100,00%|100,00%|
|CELG|95,51%|98,54%|100,00%|
|CEMIG|94,90%|97,56%|100,00%|
|ENERGISA PB|94,29%|97,28%|100,00%|
|RGE SUL (FUSAO 3)|93,69%|96,56%|99,61%|
|ENERGISA BO|91,90%|95,83%|99,83%|
|ENF|92,29%|95,74%|99,81%|
|ELETROPAULO|90,14%|94,59%|99,46%|
|CELESC|91,47%|94,42%|97,64%|
|ENERGISA MG|91,68%|94,19%|98,00%|
|CEMAR|89,71%|92,49%|96,20%|
|ESS (FUSAO 1)|89,00%|91,68%|95,46%|
|BANDEIRANTE|87,51%|90,72%|94,70%|
|NOVA SC (FUSAO 2)|86,84%|89,50%|92,45%|
|LIGHT|84,44%|88,61%|92,55%|
|COSERN|84,56%|88,00%|91,78%|
|COELBA|83,60%|86,43%|90,09%|
|SANTAMARIA|82,41%|84,60%|87,16%|
|ESCELSA|80,59%|82,89%|86,35%|
|COPEL|80,44%|82,84%|85,91%|
|ENERGISA MS|77,74%|81,35%|86,17%|
|JOAOCESA|79,07%|81,32%|84,89%|
|CELPE|77,37%|80,74%|84,84%|
|ENERGISA SE|76,69%|80,27%|83,58%|

|CEB|76,64%|80,19%|83,99%|
|---|---|---|---|
|ENEL RJ|74,90%|77,28%|79,89%|
|COOPERALIANÇA|71,70%|74,12%|77,67%|
|CHESP|69,86%|73,01%|78,48%|
|IENERGIA|69,52%|71,05%|73,09%|
|FORCEL|63,59%|69,67%|75,23%|
|SULGIPE|67,57%|69,67%|72,52%|
|ELETROCAR|64,43%|66,21%|69,50%|
|CEAL|62,92%|65,93%|69,69%|
|DEMEI|57,21%|59,79%|63,34%|
|CEEE|56,78%|58,48%|60,80%|
|EFLUL|50,95%|54,38%|58,33%|
|COCEL|52,80%|54,14%|56,08%|
|HIDROPAN|50,83%|53,86%|57,23%|
|DME-PC|51,84%|53,50%|55,82%|
|CERON|45,81%|47,65%|49,93%|
|BOA VISTA ENERGIA|43,05%|44,55%|46,18%|
|AMAZONAS|38,92%|40,16%|41,64%|
|ELETROACRE|38,70%|39,92%|41,48%|

## **ANEXO II** 

## **Custos operacionais para cálculo do parâmetro alfa e do PMSO eficiente na data de revisão (R$ mil).** 

|**Empresa**|**PMSO EFICIENTE**<br>**(2020)**|**PMSO REAL MÉDIO**<br>**(2018-2020)**|
|---|---|---|
|RGE SUL (FUSAO 3)|803.184,66|852.182,64|
|AMAZONAS|289.431,08|659.758,19|
|ENEL RJ|566.314,63|751.365,39|
|BANDEIRANTE|427.658,70|480.739,15|
|BOA VISTA ENERGIA|73.849,60|149.995,77|
|ESS (FUSAO 1)|199.826,08|223.180,98|
|CEAL|239.690,80|309.384,28|
|CEB|257.916,33|319.077,71|
|CEEE|383.787,67|677.782,25|
|CELESC|858.227,73|928.312,73|
|CELG|914.737,48|879.954,98|
|CELPA|694.736,09|632.062,67|
|CELPE|798.008,00|854.074,94|
|CELTINS|320.980,40|296.450,02|
|CEMAR|640.325,34|579.309,12|
|EMT|680.424,44|642.656,65|
|CEMIG|2.239.164,65|2.363.220,40|
|CEPISA|400.579,59|342.235,21|
|CERON|251.203,04|488.046,90|
|CHESP|13.376,41|17.714,46|
|NOVA SC (FUSAO 2)|128.625,66|146.286,88|
|COCEL|14.033,82|26.728,69|
|COELBA|1.440.022,86|1.414.007,79|
|COELCE|779.059,35|664.053,80|
|COOPERALIANÇA|10.185,24|13.841,61|
|COPEL|1.281.666,58|1.590.464,68|
|COSERN|319.019,00|310.061,51|
|CPFL - PIRATININGA|395.552,33|405.850,28|
|CPFL - PAULISTA|1.074.053,15|1.097.755,85|
|DEMEI|8.573,47|14.622,48|
|DME-PC|17.924,12|34.848,31|

|ENERGISA BO|45.341,04|40.023,60|
|---|---|---|
|JOAOCESA|1.887,69|2.391,97|
|EFLUL|4.295,68|7.777,30|
|ELEKTRO|654.697,19|664.211,54|
|ELETROACRE|87.659,84|203.839,41|
|ELETROCAR|11.658,59|18.123,49|
|ELETROPAULO|1.592.489,48|1.782.119,84|
|SANTAMARIA|37.693,96|46.829,69|
|ENERGISA MG|119.840,69|131.128,72|
|ENERGISA MS|383.461,40|455.453,99|
|ENF|22.784,79|24.446,89|
|ENERGISA PB|341.226,91|300.184,70|
|ESCELSA|373.522,74|464.616,02|
|ENERGISA SE|166.528,69|177.290,06|
|FORCEL|3.593,82|5.352,61|
|HIDROPAN|5.373,55|10.341,87|
|IENERGIA|13.721,68|19.609,79|
|LIGHT|913.065,20|1.112.503,56|
|MUXFELDT|3.474,10|3.525,29|
|SULGIPE|37.251,47|46.249,58|
|UHENPAL|6.835,84|7.073,53|

PMSO EFICIENTE: calculado conforme fórmula 8, somatório da multiplicação dos produtos do ano de 2020 (Anexo III) pelos pesos dos respectivos produtos (Anexo IV) e com o efeito do índice salarial. 

PMSO REAL MÉDIO: cálculo da média dos custos operacionais para os anos de 2018 a 2020, com exceção de algumas empresas[1] , sem o efeito do índice salarial. 

1 Para Amazonas, Roraima, EQT-AL, EQT-PI, Energisa-RO e Energisa-AC as médias são referentes a 2019-2020. 

## **ANEXO III** 

## **Produtos do ano de 2020 (por mil unidades).** 

|**EMPRESA**|**Rede Urbana**|**Rede Não Urbana**|**UC**|**Mercado Ponderado**<br>**(Com PNT regulatória)**|
|---|---|---|---|---|
|RGE SUL (FUSAO 3)|41.636,56|116.141,05|2.953,81|8.715,72|
|AMAZONAS|10.995,33|26.055,37|1.045,54|3.631,11|
|ENEL RJ|33.978,62|28.176,00|2.745,76|6.090,02|
|BANDEIRANTE|20.688,53|8.959,10|1.980,47|5.499,07|
|BOA VISTA ENERGIA|3.132,18|14.290,07|178,48|706,35|
|ESS (FUSAO 1)|11.682,10|21.124,07|819,52|2.351,98|
|CEAL|10.222,71|36.364,78|1.160,76|2.174,87|
|CEB|12.552,00|6.658,60|1.092,65|3.514,43|
|CEEE|16.842,92|41.340,24|1.769,90|4.252,20|
|CELESC|46.780,36|88.143,99|3.138,94|10.343,54|
|CELG|41.603,71|193.392,49|3.114,30|7.438,95|
|CELPA|27.835,11|137.300,77|2.733,14|5.920,00|
|CELPE|27.209,66|125.357,72|3.798,18|7.575,33|
|CELTINS|10.869,04|90.570,17|618,17|1.590,53|
|CEMAR|32.724,04|125.827,82|2.595,11|4.686,42|
|EMT|20.860,94|176.400,91|1.507,05|5.438,07|
|CEMIG|111.800,66|433.355,80|8.725,96|18.370,98|

|CEPISA|21.368,08|92.387,57|1.328,49|2.605,39|
|---|---|---|---|---|
|CERON|10.377,80|53.568,05|670,63|2.272,18|
|CHESP|1.002,92|2.466,18|38,18|95,13|
|NOVA SC (FUSAO 2)|7.426,45|16.702,69|473,13|1.435,21|
|COCEL|1.342,12|1.078,79|53,82|148,66|
|COELBA|40.042,20|286.204,72|6.173,87|10.626,94|
|COELCE|25.045,40|133.148,86|3.807,40|6.952,59|
|COOPERALIANÇA|1.143,25|289,97|40,58|113,55|
|COPEL|71.381,64|188.299,08|4.837,82|13.732,15|
|COSERN|10.674,61|47.481,30|1.486,02|3.163,03|
|CPFL - PIRATININGA|17.849,67|8.544,75|1.808,82|5.343,84|
|CPFL - PAULISTA|71.425,81|67.218,71|4.634,84|13.768,92|
|DEMEI|507,56|1,39|34,12|107,88|
|DME-PC|1.073,14|445,02|79,77|218,26|
|ENERGISA BO|2.049,39|3.701,24|224,69|384,04|
|JOAOCESA|70,04|8,25|3,86|11,49|
|EFLUL|155,32|202,22|7,18|47,31|
|ELEKTRO|38.034,53|83.653,47|2.770,47|7.314,16|
|ELETROACRE|3.413,51|17.710,09|278,61|797,31|
|ELETROCAR|607,42|1.815,08|38,54|108,16|
|ELETROPAULO|44.527,06|614,37|7.447,06|22.145,30|
|SANTAMARIA|1.043,40|7.027,18|116,52|361,48|
|ENERGISA MG|5.226,36|24.119,50|469,56|936,88|
|ENERGISA MS|15.963,14|88.057,43|1.065,75|3.139,08|

|ENF|1.224,33|881,08|111,38|213,62|
|---|---|---|---|---|
|ENERGISA PB|15.168,61|63.498,67|1.482,81|2.777,97|
|ESCELSA|16.934,14|50.475,65|1.620,36|4.053,10|
|ENERGISA SE|6.289,33|21.481,90|805,93|1.593,57|
|FORCEL|188,53|256,75|8,13|27,50|
|HIDROPAN|397,83|160,26|19,10|59,20|
|IENERGIA|634,52|1.687,96|38,18|147,34|
|LIGHT|36.094,78|10.180,52|3.913,18|12.637,48|
|MUXFELDT|181,05|18,47|12,11|37,54|
|SULGIPE|1.111,12|7.309,07|155,44|201,61|
|UHENPAL|233,14|1.397,19|16,52|51,58|

## **ANEXO IV** 

## **Pesos atribuídos a cada produto no cálculo de eficiência.** 

|**EMPRESA**|**v_rede urbana**|**v_rede não urbana**|**v_uc**|**v_mercdo ponderado**<br>**+pnt regulatória**|**Phi_escala**|**u**|
|---|---|---|---|---|---|---|
|RGE SUL (FUSAO 3)|0,6202816669|1,8608450007|14,8441283076|59,3629715913|0,0000000000|0,0000012136|
|AMAZONAS|0,5743865063|1,7231595189|14,8441283076|61,0938476874|0,0012193184|0,0000014189|
|ENEL RJ|0,4527557760|0,4527557760|143,7619507681|23,5529522171|0,0000000000|0,0000013830|
|BANDEIRANTE|0,4527557760|0,4527557760|143,7619507681|23,5529522171|0,0000000000|0,0000021572|
|BOA VISTA ENERGIA|0,6195565848|1,8586697545|14,8441283076|59,2758618872|0,0051758122|0,0000062387|
|ESS (FUSAO 1)|0,5743865063|1,7231595189|14,8441283076|61,0938476874|0,0040133954|0,0000046704|
|CEAL|0,4527557760|0,4527557760|143,8933987331|23,3704510065|0,0020958092|0,0000028145|
|CEB|0,8507707961|0,8507707961|14,8441283076|63,9164466610|0,0022139968|0,0000030614|
|CEEE|0,4527557760|1,0405471089|96,0305066685|38,1962867238|0,0011688840|0,0000015323|
|CELESC|0,5771829783|1,7315489350|14,8441283076|61,1015614121|0,0000000000|0,0000011233|
|CELG|2,1440920068|2,1440920068|53,7143064256|32,7467645891|0,0000000000|0,0000011144|
|CELPA|2,1440920068|2,1440920068|53,7143064256|32,7467645891|0,0000000000|0,0000014855|
|CELPE|0,4527557760|1,2313535734|83,5305891494|41,4588907515|0,0000000000|0,0000010278|
|CELTINS|0,8928622881|2,6785868643|75,0400909290|14,0130903173|0,0000000000|0,0000031754|
|CEMAR|2,1630871046|2,1630871046|103,4737502344|6,1535436063|0,0000000000|0,0000015048|
|EMT|0,8928622881|2,6785868643|75,0400909290|14,0130903173|0,0000000000|0,0000015295|
|CEMIG|2,1440920068|2,1440920068|53,7143064256|32,7467645891|0,0000000000|0,0000004412|

|CEPISA|2,1440920068|2,1440920068|53,7143064256|32,7467645891|0,0000000000|0,0000025549|
|---|---|---|---|---|---|---|
|CERON|1,9428428639|1,9428428639|14,8441283076|51,1381350112|0,0015742176|0,0000019284|
|CHESP|2,1347596404|2,1347596404|53,2994864147|33,0573842802|0,0438061841|0,0000553816|
|NOVA SC (FUSAO 2)|0,5961180167|1,7883540501|14,8441283076|60,2134385251|0,0062842559|0,0000070915|
|COCEL|1,8136589718|1,8136589718|14,8441283076|53,3271171208|0,0356981256|0,0000389466|
|COELBA|0,8592688295|2,5778064884|97,5793336989|6,1535436063|0,0000000000|0,0000006168|
|COELCE|0,8592688295|2,5778064884|97,5793336989|6,1535436063|0,0000000000|0,0000013155|
|COOPERALIANÇA|1,6804182194|1,6804182194|14,8441283076|55,6072453902|0,0644556197|0,0000749266|
|COPEL|0,6202816669|1,8608450007|14,8441283076|59,3629715913|0,0000000000|0,0000006549|
|COSERN|0,4527557760|1,2199469577|84,0203118704|41,2946116152|0,0022154852|0,0000028066|
|CPFL - PIRATININGA|0,4527557760|1,0405471089|96,0305066685|38,1962867238|0,0019512381|0,0000025579|
|CPFL - PAULISTA|0,4527557760|1,0405471089|96,0305066685|38,1962867238|0,0007208658|0,0000009450|
|DEMEI|0,4527557760|0,4527557760|14,8441283076|65,8594377698|0,0522869592|0,0000714653|
|DME-PC|0,8235503877|0,8235503877|113,0445162435|31,7172203427|0,0218885551|0,0000298339|
|ENERGISA BO|0,4527557760|0,4527557760|175,2463196516|6,1535436063|0,0216057261|0,0000216468|
|JOAOCESA|0,9453613331|0,9453613331|154,4564642836|6,1535436063|0,5000000000|0,0004360067|
|EFLUL|0,5961180167|1,7883540501|14,8441283076|60,2134385251|0,1189011828|0,0001341745|
|ELEKTRO|0,5961180167|1,7883540501|14,8441283076|60,2134385251|0,0013804586|0,0000015578|
|ELETROACRE|0,6720680123|2,0162040368|49,4184500358|44,0030830237|0,0037255978|0,0000046223|
|ELETROCAR|1,8589953414|1,8589953414|68,8817556032|31,9714621159|0,0597270101|0,0000572957|
|ELETROPAULO|0,4527557760|0,4527557760|14,8441283076|65,9962306067|0,0000000000|0,0000005813|
|SANTAMARIA|0,6195565848|1,8586697545|14,8441283076|59,2758618872|0,0184236861|0,0000222070|
|ENERGISA MG|1,5510132029|2,2733867608|64,0450315023|27,7555409818|0,0065531426|0,0000079433|
|ENERGISA MS|2,1228651177|2,1228651177|52,6421735187|33,6872809702|0,0017015621|0,0000021558|

|ENF|0,4527557760|0,4527557760|175,2463196516|6,1535436063|0,0424902007|0,0000425710|
|---|---|---|---|---|---|---|
|ENERGISA PB|2,1479022348|2,1479022348|103,7593420922|6,1535436063|0,0037897635|0,0000028984|
|ESCELSA|0,4527557760|1,3582673280|77,6160057587|42,1152824294|0,0018592585|0,0000022321|
|ENERGISA SE|0,4527557760|0,4527557760|143,8933987331|23,3704510065|0,0036629910|0,0000049191|
|FORCEL|2,0619962995|2,0619962995|14,8441283076|28,2107225598|0,3474411023|0,0001952816|
|HIDROPAN|1,6804182194|1,6804182194|14,8441283076|55,6072453902|0,0866475781|0,0001007237|
|IENERGIA|0,5961180167|1,7883540501|14,8441283076|60,2134385251|0,0471411409|0,0000531966|
|LIGHT|0,4527557760|0,4527557760|14,8441283076|65,9962306067|0,0000000000|0,0000009349|
|MUXFELDT|0,4527557760|0,4527557760|14,8441283076|65,8594377698|0,2159197544|0,0002951170|
|SULGIPE|0,8540894346|2,5622683039|97,8600849354|6,1535436063|0,0212820812|0,0000189564|
|UHENPAL|0,8540894346|2,5622683039|97,8600849354|6,1535436063|0,1649101723|0,0001468886|

## **ANEXO V** 

## **Fatores de ponderação de mercado.** 

||**Empresa**|**PMSO EFICIENTE**|
|---|---|---|
|||**(2020)**|
||||
||RGE SUL (FUSAO 3)|803.184,66|
||AMAZONAS|289.431,08|
||ENEL RJ|566.314,63|
||BANDEIRANTE|427.658,70|
||BOA VISTA ENERGIA|73.849,60|
||ESS (FUSAO 1)|199.826,08|
||CEAL|239.690,80|
||CEB|257.916,33|
||CEEE|383.787,67|
||CELESC|858.227,73|
||CELG|914.737,48|
||CELPA|694.736,09|
||CELPE|798.008,00|
||CELTINS|320.980,40|
||CEMAR|640.325,34|
||EMT|680.424,44|
||CEMIG|2.239.164,65|
||CEPISA|400.579,59|
||CERON|251.203,04|
||CHESP|13.376,41|
||NOVA SC (FUSAO 2)|128.625,66|
||COCEL|14.033,82|
||COELBA|1.440.022,86|
||COELCE|779.059,35|
||COOPERALIANÇA|10.185,24|
||COPEL|1.281.666,58|
||COSERN|319.019,00|
||CPFL - PIRATININGA|395.552,33|
||CPFL - PAULISTA|1.074.053,15|
||DEMEI|8.573,47|
||DME-PC|17.924,12|
||ENERGISA BO|45.341,04|
||JOAOCESA|1.887,69|
||EFLUL|4.295,68|

||ELEKTRO|654.697,19|
|---|---|---|
||ELETROACRE|87.659,84|
||ELETROCAR|11.658,59|
||ELETROPAULO|1.592.489,48|
||SANTAMARIA|37.693,96|
||ENERGISA MG|119.840,69|
||ENERGISA MS|383.461,40|
||ENF|22.784,79|
||ENERGISA PB|341.226,91|
||ESCELSA|373.522,74|
||ENERGISA SE|166.528,69|
||FORCEL|3.593,82|
||HIDROPAN|5.373,55|
||IENERGIA|13.721,68|
||LIGHT|913.065,20|
||MUXFELDT|3.474,10|
||SULGIPE|37.251,47|
||UHENPAL|6.835,84|

## **ANEXO VI** 

## **Cálculo do benefício apropriado beta (β)** 

O benefício apropriado pela concessionária é ilustrado no gráfico abaixo e calculado conforme tabela subsequente: 

**----- Start of picture text -----**<br>
Gráfico 1<br>**----- End of picture text -----**<br>

**----- Start of picture text -----**<br>
65%<br>60%<br>55%<br>50%<br>45%<br>40%<br>35%<br>30%<br>25%<br>20%<br>15%<br>10%<br>5%<br>0%<br>0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100%<br>β)<br>% de benefício apropriado (<br>**----- End of picture text -----**<br>

% de conjuntos abaixo do limite regulatório do DEC 

## **Tabela 1** 

**----- Start of picture text -----**<br>
% de conjuntos abaixo do limite regulatório<br>% de benefício apropriado ( 𝜷 )<br>do DEC ( 𝒙 )<br>𝑥 ≤60% 0%<br>60% <  𝑥 ≤100% 𝑥 ∗1,5 −0,9<br>**----- End of picture text -----**<br>

O % de conjuntos abaixo do limite regulatório do DEC se refere à média dos percentuais dos 3 anos civis disponíveis e anteriores ao ano da revisão tarifária.