RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.121, DE 20 DE MAIO DE 2025 (parte 2 de 3)

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, deve-se apurar a nova proporção considerando tal efeito, conforme equação abaixo.
COAt =
CORev − VPBRev(1 − (1 − TRev)N−1)
VPBRev(1 − TRev)N−1 ∙ VPBAt
(1)
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.
COef = min(max(COAt;LI); LS)
(2)
Onde:
COef: valor dos custos operacionais regulatórios eficientes;
LS: limite superior dos custos operacionais regulatórios eficientes; e
LI: limite inferior dos custosoperacionais 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.
∆CO = min (|√
COef
COAt
N
− 1|;5%)
COmeta = COAt(1± ∆CO)N
(3)
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 (CO meta) e os custos operacionais reais for superior à θcom, a meta de custos operacionais será ajustada conforme o desempenho
da concessionária em relação aoatendimento do indicador DEC por conjuntode unidades consumidorasde acordo com a formulação abaixo:
COmeta
′
= [(
COmeta
Opexmédio
− θcom ) ∙ β+ θcom] ∙ Opexmédio (4)
θcom = min(120% ;
1
θref
)
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 daráde 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 nãopoderão ultrapassar percentuais máximos ou mínimosdos custos operacionais reais detal forma que:
COmeta(lim) = min(max(COmeta ;60% ∙ Opexmédio);140% ∙ Opexmédio) (5)
COmeta(lim)
′
= min(max(COmeta
′
;60% ∙ Opexmédio);140% ∙ Opexmédio) (6)
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 definidosos parâmetros dasequações acima.
3.2.1. INTERVALO DE CUSTOS EFICIENTES
26. Os intervalos de custos operacionais eficientes são calculados conforme expressão aseguir:
LS = α ∙
θsup
θref
∙ Opex
LI = α ∙
θinf
θref
∙ Opex
(7)
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 usadono cálculo de eficiência; e
α: fatorde atualização.
27. Os limites superior θsup e inferior θinf para cada distribuidora, estão apresentados no Anexo I.
28. Os custos operacionais reaisde 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:
Opexef =
1
u
(∑vjyj
m
j=1
+ φ) (8)
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.
α =
Opexef
t+1
Opexef
t ∙
IPCAt+1
IPCAt
(9)
Onde:
Opexef
t+1: custo eficiente estimado na data base da revisão tarifária;
Opext
ef custo eficiente estimado no último ano da data base do cálculo da eficiência;
IPCAt+1: número índice do IPCA no mês anterior à data base da revisão tarifária; e
IPCAt: 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 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 deperda não técnicaregulatória(pontodechegada) seráaqueledefinido narevisão tarifária emprocessamentopara definição custo eficientena databaseda 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.
∆𝐶𝑂 = |
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎(𝑙𝑖𝑚)
𝐶𝑂𝐴𝑡
− 1|
Se ∆𝐶𝑂 ≤ 5%
𝐶𝑂𝑝 = 𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎(𝑙𝑖𝑚)
Caso contrário:
𝐶𝑂𝑝 = 𝑚𝑖𝑛(𝑚𝑎𝑥(𝐶𝑂𝐴𝑡(1± 5%);60% ∙ 𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜);140% ∙ 𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜)
Sendo que:
𝑇𝑝 = (1− √
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎(𝑙𝑖𝑚)
𝐶𝑂𝑝
𝑁−1
) ∙
𝐶𝑂𝑝
𝑉𝑃𝐵𝑝
(10)
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 aser consideradona revisão tarifária em processamento;
Tp: componente de trajetória dos custos operacionais do fator X para arevisão 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 expressõesa seguir.
∆𝐶𝑂 = |
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎(𝑙𝑖𝑚)
′
𝐶𝑂𝐴𝑡
− 1|
Se ∆𝐶𝑂 ≤ 5%
𝐶𝑂𝑝 = 𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
′
Caso contrário: (11)
Se | √
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎(𝑙𝑖𝑚)
′
𝐶𝑂𝐴𝑡
𝑁
− 1| ≤ 5% 𝑎.𝑎
𝐶𝑂𝑝 = 𝑚𝑖𝑛(𝑚𝑎𝑥(𝐶𝑂𝐴𝑡(1± 5%);60% ∙ Opexmédio);140% ∙ Opexmédio)
Se |√
COmeta(lim)
′
COAt
N
−1| > 5% a.a
COp = min(max(COAt(1+ (√
COmeta(lim)
′
COAt
N
− 1));60% ∙ Opexmédio);140% ∙ Opexmédio)
Sendo que:
Tp = (1− √
COmeta(lim)
′
COp
N−1
)∙
COp
VPBp
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 aser consideradona revisão tarifária em processamento;
Tp: componente de trajetória dos custos operacionais do fator X para arevisão 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 aV e da eficiência de referência θref será anual e por meio de despachodaSuperintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica – STR, objetivando refletir
o desempenho maisrecente das concessionárias.
49. O processo de atualização deve ter início com Tomadade Subsídios para publicaçãoda base de dados e seguir os principais marcos temporais abaixo:
Tabela 2 – Cronograma anual de atualização.
Etapa Data
Abertura de Tomada de Subsídios com publicaçãoda base de dados 15/05
Publicação dos Anexos I a V e da eficiência de referência por meio de Despacho da STR 15/10
Publicação dos Anexos I a V e da eficiência de referência após eventuais recursos por meio de
Despacho
15/12
50. O cronograma acima será válido apartirde 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 segregaçãodas 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 dasrevisões tarifárias de 2026, sendoque para as revisões tarifárias de 2025 o cálculo será realizado da seguinte forma:
COmeta
′
=
1,2 ∙ Opexmédio + COmeta
2
(12)
53. Os parâmetrosda 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 dosAnexos I a V e da eficiência de referência enquanto nãoocorrer 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
(2020)
PMSO REAL MÉDIO
(2018-2020)
RGE SUL (FUSAO 3) 795.607,42 852.182,64
AMAZONAS 283.024,53 659.758,19
ENEL RJ 558.816,60 751.365,39
BANDEIRANTE 420.558,65 480.739,15
BOA VISTA ENERGIA 71.408,56 149.995,77
ESS (FUSAO 1) 196.308,47 223.180,98
CEAL 234.236,44 309.384,28
CEB 261.955,62 319.077,71
CEEE 381.624,49 677.782,25
CELESC 840.546,27 928.312,73
CELG 884.221,75 879.954,98
CELPA 673.173,00 632.062,67
CELPE 785.573,07 854.074,94
CELTINS 314.921,91 296.450,02
CEMAR 614.589,59 579.309,12
EMT 653.799,98 642.656,65
CEMIG 2.211.090,82 2.363.220,40
CEPISA 391.400,40 342.235,21
CERON 247.080,23 488.046,90
CHESP 13.183,15 17.714,46
NOVA SC (FUSAO 2) 126.201,21 146.286,88
COCEL 13.900,75 26.728,69
COELBA 1.401.222,18 1.414.007,79
COELCE 760.138,92 664.053,80
COOPERALIANÇA 9.892,30 13.841,61
COPEL 1.264.883,78 1.590.464,68
COSERN 313.559,99 310.061,51
CPFL - PIRATININGA 390.952,92 405.850,28
CPFL - PAULISTA 1.058.230,55 1.097.755,85
DEMEI 8.365,70 14.622,48
DME-PC 17.932,11 34.848,31
ENERGISA BO 44.270,99 40.023,60
JOAOCESA 1.865,14 2.391,97
EFLUL 4.053,25 7.777,30
ELEKTRO 641.937,45 664.211,54
ELETROACRE 86.370,55 203.839,41
ELETROCAR 11.555,97 18.123,49
ELETROPAULO 1.627.092,43 1.782.119,84
SANTAMARIA 38.097,39 46.829,69
ENERGISA MG 118.580,71 131.128,72
ENERGISA MS 377.362,12 455.453,99
ENF 22.490,07 24.446,89
ENERGISA PB 335.610,46 300.184,70
ESCELSA 371.373,21 464.616,02