REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2071/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado da quarta revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Caiuá Distribuição de Energia S.A - Caiuá.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-05-09
Autor: ANEEL

Nota Técnica no 130/2016–SGT/ANEEL
Em 02 de maio de 2016
Processos nº 48500.004451/2015-04
Assunto: Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema
de Distribuição – TUSD – e de Tarifa de Energia
– TE – da Caiuá Distribuição de Energia S/A
relativas à revisão tarifária periódica de 2016 –
Versão Final.
I - DO OBJETIVO
1. Apresentar o cálculo das Tarifas de Referência e Aplicação da TUSD e TE, relativas à revisão
tarifária periódica de 2016 da Caiuá Distribuição de Energia S/A - CAIUÁ.
II - DOS FATOS
2. A presente Nota Técnica apresenta os cálculos da estrutura tarifária da CAIUÁ a ser aplicada
em sua revisão tarifária.
3. O Contrato de Concessão nº 13/1999, concede a exploração dos serviços públicos de
distribuição de energia elétrica para a CAIUÁ e estabelece o ciclo tarifário da distribuidora, com a quarta revisão
tarifária periódica definida para 10/05/2016.
4. As metodologias e procedimentos aplicáveis ao processo de revisão tarifária são definidas nos
Procedimentos de Revisão Tarifária – PRORET, sendo os principais:
I. Módulo 2: cálculo do reposicionamento tarifário;
II. Módulo 7: cálculo da estrutura tarifária (construção das tarifas);
III. Submódulo 6.3: cálculo dos encargos de conexão de acessantes;
IV. Submódulo 10.1: ordem e condições de realização do processo.
5. Além desses, o cálculo também se fundamenta no disposto nos Módulos 2, 6 e 7 dos
Procedimentos de Distribuição de Energia no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, no tocante aos dados
recebidos para cálculo das tarifas de referência.
48581.001303/2016-00

Fl. 2 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
6. A Resolução Normativa nº 657/2015, de 14 de abril de 2015, aprovou os aprimoramentos da
metodologia de estrutura tarifária das concessionárias de distribuição de energia elétrica, resultante da proposta
discutida na Audiência Pública nº 048/2014.
7. A proposta preliminar da estrutura tarifária foi disponibilizada na Audiência Pública nº 5/20161,
pela Nota Técnica nº 38/2016-SGT/ANEEL, para recebimento de contribuições com vistas ao aprimoramento
do cálculo.
8. As contribuições recebidas foram analisadas e o Relatório de Análise das Contribuições
constam da Nota Técnica nº 121/2016-SGT/ANEEL, de 28 de abril de 2015.
REFERÊNCIA DOS DADOS UTILIZADOS
9. Os dados utilizados foram encaminhados pela distribuidora e também foram obtidos de outros
processos que se relacionam com o cálculo da estrutura tarifária.
Tabela 1 - Dados utilizados no processo
Dado Origem
Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica –
Mercado SAMP
Carta CAIUÁ/VPR-ANEEL/Nº 015/2015, de 23 de novembro de 2015
Custos regulatórios Nota Técnica nº 122/2015-SGT/ANEEL, de 28/04/2016, que define o reposicionamento tarifário
Dados Físicos Carta CAIUÁ/VPR-ANEEL/Nº 015/2015, de 23 de novembro de 2015
Curvas de carga e
Carta CAIUÁ/VPR-ANEEL/Nº 015/2015, de 23 de novembro de 2015
Fluxo de potência
Custos unitários Carta CAIUÁ/VPR-ANEEL/Nº 015/2015, de 23 de novembro de 2015
Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
Dados de perdas
Nota Técnica nº 0057/2016-SRD/ANEEL, de 27/04/2016 e Memorando nº 0157/2016Técnicas
SRD/ANEEL
10. Os dados foram solicitados à distribuidora inicialmente pelo Ofício nº 0193/2015-SGT/ANEEL,
de 11 de dezembro de 2015. Complementarmente foram encaminhados o Ofício Circular nº 10/2016SGT/ANEEL, solicitando esclarecimentos a respeito de quantitativos de redes BT e custos de redes MT e AT2

1 no link Informações Técnicas Audiências/Consultas

Fl. 3 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
III – DA ANÁLISE
III.1 – RESULTADOS
CONSUMIDORES
11. O resultado da revisão tarifária da CAIUÁ implicará efeitos médios a serem percebidos de
forma distinta de acordo com o subgrupo2, modalidade, contratação (cativo ou livre), conforme os resultados3
demonstrados nos gráficos a seguir. A comparação é feita em relação ao último processo tarifário aprovado
pela Resolução Homologatória nº 1.888/2015.
10,00%
5,00%
0,00%
-5,00%
-10,00%
-15,00%
-20,00%
A2 A3 A3a A4 B1 B2 B3 B4 A B GLOBAL

Série1 -16,63% -11,39% 8,31% 3,01% -2,41% -2,39% -2,39% -0,58% 2,84% -2,32% -0,94%
Gráfico 1 – Efeito Médio por subgrupo (financeiro)
Subgrupos conforme art. 2º REN 414/2010: A1 (≥ 230 kV); A2 (88 a138 kV); A3 (69 kV); A3a (30 a 44 kV); A4 (2,3 A 25 kV); AS (<
2
2,3 kV subterrâneo); B1 (residencial); B2 (rural); B3 (demais classes); B4 (Iluminação pública); B (< 2,3 kV); A (≥ 2,3 kV)
3 De acordo com o comando expresso no Submódulo 7.1 do PRORET e na REN nº 414/2010, a modalidade tarifária Convencional
Binômia será aplicada somente até o término do 3CRTP, portanto, não será analisada nesta nota técnica.

Fl. 4 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
10,00%
5,00%
0,00%
-5,00%
-10,00%
-15,00%
-20,00%
-25,00%
-30,00%
-35,00%
-40,00%
-45,00%

Azul Azul Azul Verde Conv Conv Conv Conv
A2 A3 A4 B1 B2 B3 B4

-38,79% -40,71% 1,43% 3,47% -8,22% -8,16% -8,16% -6,46%
Gráfico 2 – Efeito Médio TUSD por modalidade e subgrupo (financeiro)
5,00%
4,50%
4,00%
3,50%
3,00%
2,50%
2,00%
1,50%
1,00%
0,50%
0,00%

Azul Azul Azul Verde Conv Conv Conv Conv
A2 A3 A4 B1 B2 B3 B4

2,72% 2,89% 2,67% 2,90% 2,76% 2,76% 2,76% 4,66%
Gráfico 3 – Efeito Médio TE por modalidade e subgrupo (financeiro)

Fl. 5 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
5,00%
0,00%
-5,00%
-10,00%
-15,00%
-20,00%

Azul Azul Azul Verde Conv Conv Conv Conv
A2 A3 A4 B1 B2 B3 B4

-18,06% -16,51% 2,06% 3,12% -2,41% -2,39% -2,39% -0,58%
Gráfico 4 – Efeito Médio por Modalidade e subgrupo, consumidor cativo (financeiro)
DEMAIS ACESSANTES
12. O gráfico a seguir apresenta o efeito médio da TUSD para os demais acessantes: Geração e
Distribuição por subgrupo tarifário.
60,00%
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
-10,00%
A2 A3 A3a A3a

Ger Ger Ger Dist
-1,71% 11,76% 53,55% 7,64%
Gráfico 5 – Efeito Médio por modalidade e subgrupo (demais acessantes) (financeiro)
13. A Tabela 2 apresenta as tarifas, base financeira, e as relações entre as tarifas das modalidades
convencional e Branca para o Grupo B para os subgrupos em que exista a opção de escolha do consumidor.

Fl. 6 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
Tabela 2 – Valores das Tarifas por modalidade e subgrupo - Grupo B
Branca (R$/MWh) Variação tarifa Branca/Convencional
Subgrupo Convencional (R$/MWh)

Ponta Intermediário Fora Ponta Ponta Intermediário Fora Ponta
B1 (< 2,3 kV - Residencial) 436,65 756,69 502,33 370,18 73,29% 15,04% -15,22%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda 427,41

B2 (< 2,3 kV - Rural) 305,66 542,53 359,34 261,70 77,49% 17,56% -14,38%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes) 436,65 823,99 542,70 383,64 88,71% 24,29% -12,14%
B4a (< 2,3 kV - IP) 240,16
III.2 - DADOS DE ENTRADA
Para obtenção dos resultados apresentados foram utilizados os seguintes dados de entrada:
14.
Tabela 3 – Dados utilizados e origem

Dado Origem Detalhes Referência
Faturado Período de referência (12
SAMP
(Demanda e Energia) meses anteriores)
Mercado
12 meses conforme orientação
Distribuidora Medido (Energia)
da ANEEL
Cálculo reposicionamento Discriminada por
Custos regulatórios
tarifário componente tarifário
Dados Físicos Conforme orientação da
Distribuidora Quantidade por módulo
ANEEL
Custos unitários

Distribuidora Custo por módulo Valor de reposição atual
Tipologias Momento de carga máxima
Curvas de carga e
Distribuidora
Fluxo de potência
Diagrama unifilar Momento de carga máxima
Fator de perdas de potência 12 meses conforme cálculo da

Dados de perdas ANEEL/SRD (cálculo média ANEEL/SRD
Técnicas perdas técnicas) Fator de perdas por 12 meses conforme cálculo da
agrupamento ANEEL/SRD
III.3 - TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD
i. Cálculo dos Custos Médios
15. Para os Custos Marginais de Expansão por agrupamento (faixa de tensão), foram utilizados os
Custos Médios, obtidos por módulos de equipamentos/redes, considerando a razão entre o custo total, obtido
pelo produto dos custos unitários e o quantitativo de cada módulo, e o carregamento máximo do agrupamento,
com base no sistema de distribuição existente na referência adotada.
16. O detalhamento do cálculo dos custos médios está descrito nas Notas Técnicas nº 065/2014SRD/SRE-ANEEL, de 14 de julho de 2014 e nº 92/2014-SGT/SRD/ANEEL, de 09 de abril de 2015, e pode ser
reproduzido na planilha disponibilizada.

Fl. 7 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na Tabela 4.
17.
Tabela 4 – Custos Médios
Custo Médio
Agrupamento
R$/kW
AT-2 30,11
AT-3 31,82
MT 331,72
BT 277,68
18. O detalhamento do cálculo dos custos médios está descrito nas Notas Técnicas nº 065/2014SRD/SRE-ANEEL, de 14 de julho de 2014 e nº 92/2014-SGT/SRD/ANEEL, de 09 de abril de 2015, e pode ser
reproduzido na planilha disponibilizada. No caso da CAIUÁ, ajustou-se a demanda máxima da transformação
A2/MT, de modo que o carregamento dessa transformação se aproximasse dos parâmetros regulatórios de
carregamento ótimo.
ii. Cálculo da Proporção de Fluxo
A proporção de fluxo é obtida do diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência do sistema
19.
elétrico da distribuidora. Esse foi construído com base nas medições fornecidas pelas distribuidoras nas
fronteiras da sua rede no momento de carga máxima do sistema (injeções) e nas tipologias de carga e rede.
A Tabela a seguir apresenta os valores apurados de proporção de fluxo total (proporção de
20.
fluxo direta mais proporção de fluxo indireta) entre os subgrupos tarifários.

Fl. 8 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
Tabela 5 – Proporção de Fluxo Total4

Agrupamento AT-2 AT-3 MT BT
AT-2 1,00
AT-3 0,00 1,00

MT 0,91 0,08 1,00
BT 0,91 0,08 1,00 1,00
iii. Tipologias de cargas e redes
21. As tipologias representam o comportamento dos consumidores e o carregamento das redes
da distribuidora em análise.
22. A distribuidora obteve um conjunto de curvas de carga de consumidores e de transformações
de tensão por meio da campanha de medidas. Posteriormente, realizou-se a agregação das curvas
características para obtenção da tipologia da carga, da rede e das injeções. Essas tipologias foram obtidas por
meio de técnicas estatísticas de agrupamento. O relatório fornecido pela distribuidora detalha a definição das
tipologias.
Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela distribuidora foram ajustadas ao
23.
mercado de referência dos respectivos agrupamentos5.
24. Os agregados das tipologias de carga por agrupamento já ajustados ao mercado são
apresentados nos Gráficos a seguir.
Gráfico 6 – Consumidor-tipo AT-2 - Agregado Gráfico 7 – Consumidor-tipo AT-3 – Agregado
Os relatórios do aplicativo Cálculo das Tarifas de Referência – CTR utilizados no cálculo das Tarifas de Referência adotam como
4
terminologia do agrupamento MT (que agrega os subgrupos A4 e A3a) como A4, e do agrupamento BT (que agrega o Grupo B e o
subgrupo AS) como B.
5 Corresponde ao mercado do período de referência. O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de
12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão tarifária periódica.

Fl. 9 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
Gráfico 8 – Consumidor-tipo MT – Agregado Gráfico 9 – Consumidor-tipo BT – Agregado
250
POSTO PONTA
AT-2 AT-3 MT BT
200
150
100
50
-
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Posto tarifário
Gráfico 10 – Agregado Consumidores-tipo
iv. Definição dos postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário
25. Os custos marginais de capacidade foram calculados para os postos tarifários ponta e fora
ponta, definidos na REN nº 414/10:
Horário de ponta: período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora,

considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda a área de
concessão, com exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira da Paixão,
Corpus Christi e mais oito feriados nacionais;
 Horário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e
complementares àquelas definidas no horário de ponta.
26. A CAIUÁ informou que o horário de ponta praticado atualmente é o das 18h00 às 20h59 no
período fora do horário de verão, e das 18h00 às 20h59 para o horário de verão.
Tabela 6 – Postos tarifários

Fl. 10 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
Grupo A

Período Posto Fora Ponta Posto Ponta
21h00 às 17h59 (dia
Fora do horário de verão 18h00 às 20h59
seguinte)
21h00 às 17h59 (dia
Horário de verão 18h00 às 20h59
seguinte)
Grupo B
Posto
Posto Ponta
Período Posto Fora Ponta
Intermediário
22h00 às16h59 (dia 17h00 às 17h59
Fora do horário de verão 18h00 às 20:59
seguinte) 21h00 às 21h59
22h00 às16h59 (dia 17h00 às 17h59
Horário de verão 18h00 às 20:59
seguinte) 21h00 às 21h59
v. Fatores de Perdas de Potência
27. O Fator de Perdas de Potência – fpp – é utilizado no cálculo da estrutura vertical da Parcela B
e da Tarifa de Referência dos custos de uso dos sistemas de transmissão e do sistema de distribuição de outras
distribuidoras.
28. Utilizou-se a perda de potência para a demanda média, calculada no processo definição dos
índices de perdas técnicas, conforme Módulo 7 do PRODIST, como estimativa da taxa média de perda potência.
Tabela 7 – Fatores de Perdas de Potência para demanda média

Agrupamento AT-2 AT-3 MT BT
AT-2 0,0132

AT-3 0,0000 0,0027
MT 0,0323 0,0183 0,0151
BT 0,0615 0,0470 0,0437 0,0073
vi. Estrutura Vertical6
29. A Estrutura Vertical – EV – é a proporção relativa entre os agrupamentos tarifários, definidos
por níveis de tensão (grupos e subgrupos tarifários), utilizada na construção do componente tarifário TUSD-FIO
B, referente aos custos de Parcela B da receita requerida de distribuição.
30. A EV foi obtida com base na repartição da receita teórica entre os agrupamentos tarifários
(subgrupos/grupos) definidos de acordo com os níveis de tensão, proporcionais aos custos marginais de
capacidade (CMC) e ao mercado teórico de demanda. Posteriormente, esses foram corrigidos considerando
6 No cálculo da Estrutura Vertical das distribuidoras, a ANEEL utiliza o aplicativo CTR, versão 2.20.0.1.

Fl. 11 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
que uma parcela dos custos foi rateada de forma proporcional ao número de unidades consumidoras de cada
agrupamento tarifário. Adicionalmente é realizado ajuste ao mercado faturado considerando a relação
ponta/fora ponta.
31. O CMC foi calculado por meio da ponderação do valor do custo marginal de expansão de cada
subgrupo/grupo tarifário (obtido por meio dos custos médios) pela forma como o fluxo de potência se distribui
pelas redes (obtida por meio dos fatores de proporção de fluxo) e pela forma como os consumidores do sistema
de distribuição utilizam as redes da distribuidora (obtida através dos fatores de responsabilidade de potência).
32. A Responsabilidade de Potência – RP – introduz a sinalização horária no cálculo do custo
marginal de capacidade do consumidor-tipo. Indica a participação, por posto tarifário, de determinado
consumidor-tipo na formação das demandas de ponta das redes que atendem o nível de tensão em que ele se
conecta, bem como os níveis de tensão a montante. A Responsabilidade de Potência foi obtida por meio das
tipologias de cargas, redes e injeções, do fator de perdas de potência e do fator de coincidência dos
consumidores-tipo nas pontas das redes-tipo.
Tabela 8 – Estrutura Vertical

Agrupamento EV% EV%
Nova (RTP atual) Vigente (último IRT)

AT-2 0,06% 0,14%
AT-3 0,02% 0,06%
MT 25,52% 18,94%
BT 74,40% 80,86%
Variação da ESTRUTURA VERTICAL
AT-2 AT-3 MT BT
(último
0,14%
0,06%
EV% IRT)

Vigente 18,94% 80,86%
atual) 0,06%
0,02%
EV% (RTP
25,52% 74,40%
Nova

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Gráfico 11 – Estrutura Vertical
vii. Tarifas de Referência

Fl. 12 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
33. As Tarifas de Referência – TR – refletem a relatividade para os diversos subgrupos e
modalidades tarifárias e são base de cálculo das Tarifas de Aplicação para cada um dos componentes de custo.
34. Cada componente da TUSD possui custos específicos, que são calculados: i) como selo, em
R$/kW ou em R$/MWh; ii) de forma proporcional aos custos marginais de capacidade; ou iii) pela
responsabilidade de custos de determinado subgrupo tarifário.
35. As Tarifas de Referência consideradas no cálculo da TUSD estão detalhadas na Tabela a
seguir.
Tabela 9 – Composição das TR da TUSD

Função/componente Definição Critério de rateio
Custo com o uso e a conexão às instalações da Rede
TUSD Fio A Responsabilidade de Custo
Básica, Rede Básica de Fronteira, e rede de distribuição
(R$/kW)
de outras distribuidoras
TUSD Fio B Remuneração dos ativos, quota de reintegração
Custo Marginal (R$/kW)
decorrente da depreciação, custos operacionais

TUSD – Perdas Não Correspondente ao custo das perdas não técnicas de % da receita de TUSD
Técnicas energia em MWh, valorada pelo preço médio de compra (R$/MWh)
Custo das perdas técnicas da distribuição, em MWh, Perdas do Subgrupo
TUSD – Perdas Técnicas
valorada pelo preço médio de compra Tarifário (R$/MWh)

TUSD – Perdas RB / Custo das perdas elétricas na Rede Básica devido às Perdas do Subgrupo
Distribuição perdas no sistema de distribuição Tarifário (R$/MWh)
TUSD – Encargos
Custos dos Encargos Setoriais (P&D_EE, TFSEE) Selo por subgrupo (R$/MWh)
(P&D_EE, TFSEE)
TUSD – Encargos
Custos dos Encargos Setoriais (ONS, CDE e PROINFA) Selo (R$/MWh)
(CDE, ONS, PROINFA)
36. Obedecendo a sequência de cálculo, as Tarifas de Referência são inicialmente calculadas
segundo os critérios definidos na tabela anterior. Numa segunda etapa, essas tarifas são ajustadas de acordo
com as modalidades tarifárias de cada subgrupo/grupo tarifário, uma vez que cada uma possui características
específicas de tarifação de acordo com os postos tarifários e a forma de faturamento em demanda ou energia.
a) Tarifas de Referência – TUSD Fio A
37. As Tarifas de Referência TUSD FIO A determinam as relatividades entre as tarifas dos
agrupamentos tarifários para recuperação dos custos incorridos pela distribuidora com o uso de ativos de
propriedade de terceiros: rede básica, rede básica de fronteira, rede de outra distribuidora e conexão às
instalações de transmissão e distribuição.
38. A metodologia aplicada busca definir um critério de alocação que leve em consideração a
responsabilidade dos usuários na formação dos custos da TUSD FIO A, como definido no Submódulo 7.1 do
PRORET.
39. Os dados de curvas agregadas de carga e rede, fatores de perda de potência e proporções de
fluxo para o cálculo das Tarifas de Referência TUSD FIO A são os mesmos utilizados no cálculo das Tarifas de
Referência TUSD FIO B.

Fl. 13 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
b) Tarifas de Referência – TUSD Fio B
40. Com base em todos os insumos apresentados, pode-se calcular as Tarifas de Referência
TUSD FIO B, que são obtidas por modalidade, agrupamento e posto tarifário de acordo com as equações
definidas no Submódulo 7.1 do PRORET.
41. O mercado de referência de demanda para os agrupamentos AT, Grupo A, é o mercado
faturado, sendo este ajustado, com base no perfil típico do agrupamento tarifário, quando não existir a
segregação ponta e fora de ponta. O mercado de referência de demanda para o agrupamento BT, Grupo B,
baseia-se nas tipologias ajustadas ao mercado faturado.
42. A relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD FIO B de cada agrupamento
tarifário é determinada de forma que seja mantida a atual relação ponta/fora de ponta da Tarifa de Referência
TUSD TRANSPORTE (FIO A + FIO B). Em alguns casos essa relação pode ser alterada caso não seja
garantida a relação máxima de 10 vezes para o componente FIO B. No caso da CAIUÁ, a atual relação
ponta/fora de ponta não foi mantida nos agrupamentos AT-2 e AT-3.
43. A Tabela a seguir apresenta a relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD
TRANSPORTE da CAIUÁ.
Tabela 10 - Relação entre os postos tarifários
da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE
RPFP RINT-FP
Atual
Agrupamento RTP
(Último reajuste)
AT-2 6,10 5,14
AT-3 5,04 1,70
MT 3,34 3,34
AS - -

BT 5,00 5,00 3,00
c) Tarifas de Referência – Perdas Técnicas
44. Os valores das Tarifas de Referência – Perdas Técnicas foram obtidos através do fator de
perdas de energia. O fator de perdas de energia – fpe – aloca as perdas técnicas entre os agrupamentos
tarifários de acordo com a contribuição de cada agrupamento nessas perdas. Os montantes de perdas técnicas
de energia por nível e por transformação entre níveis, calculados conforme o Módulo 7 do PRODIST, foram
utilizados como insumos para o cálculo do fpe. Essas Tarifas de Referência foram definidas em R$/MWh.

Fl. 14 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
d) Tarifas de Referência – Encargos
45. Conforme definido no Submódulo 7.2 do PRORET, as Tarifas de Referência da TUSD
ENCARGOS, salvo TFSEE e P&D_EE, possuem valor unitário, em R$/MWh, em qualquer subgrupo e posto
tarifário, uma vez que o fator de ajuste no cálculo da tarifa de aplicação recupera os custos associados.
46. Para TFSEE, as Tarifas de Referência, em R$/MWh, serão a relação entre a receita de cada
subgrupo tarifário do Grupo A e a do Grupo B – obtida pelo produto do componente TUSD FIO B base
econômica pelo Mercado de Referência – e o respectivo mercado de energia.
47. Para P&D_EE, as Tarifas de Referência serão obtidas, em R$/MWh, pela aplicação da alíquota
percentual de P&D_EE ao somatório dos componentes tarifários, base econômica, referentes à: TUSD FIO A,
TUSD FIO B, TUSD PERDAS, PROINFA, ONS e TFSEE.
e) Tarifas de Referência – Modalidades
48. As Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE, obtidas em R$/kW, foram utilizadas para o
cálculo da modalidade tarifária horária azul dos subgrupos do Grupo A. Para as demais modalidades dos
subgrupos do Grupo A e para o Grupo B devem ser realizados ajustes.
49. Para a modalidade horária verde, a Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE do posto ponta
é convertida para R$/MWh pelo Fator de Carga (FC) de cruzamento das retas tarifárias verde e azul.
50. O valor do fator de carga de cruzamento das retas tarifárias foi definido em 0,66, valor padrão
regulamentado no PRORET.
51. Para a modalidade convencional binômia do Grupo A, as Tarifas de Referência TUSD
TRANSPORTE ponta e fora de ponta foram convertidas para uma única Tarifa de Referência TUSD
TRANSPORTE em R$/kW com base no perfil típico de consumo da modalidade. Cabe destacar que essas
tarifas foram utilizadas no processo de cálculo tarifário, mas não serão publicadas.
52. No caso da modalidade convencional monômia do Grupo B, as Tarifas de Referência TUSD
TRANSPORTE ponta e fora de ponta foram convertidas para uma Tarifa de Referência em RS/MWh por meio
do mercado de teórico de demanda, obtido das tipologias e do mercado de referência de energia.
53. As Tarifas de Referência por subgrupo e modalidade tarifária estão detalhadas na planilha de
cálculo.
54. A correlação entre os agrupamentos adotados na construção das Tarifas de Referência e os
subgrupos/modalidades que possuem Tarifas de Aplicação calculadas estão descritas no quadro a seguir.
Tabela 11– Correlação entre agrupamento e Subgrupo
Subgrupo/Grupo Agrupamento
A2 AT-2
A3 AT-3
A3a MT

Fl. 15 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
Subgrupo/Grupo Agrupamento
A4 MT
AS BT
B BT
Tabela 12 – Correlação entre Tarifas de Referência e Aplicação
Modalidade Modalidade
(Tarifa de Referência) (Tarifa de Aplicação)
TLU tarifa de longa utilização na ponta Tarifa horária Azul
TCU tarifa de curta utilização na ponta Tarifa horária Verde
TCV tarifa convencional Tarifa convencional Monômia
TB Tarifa horária Branca
f) Tarifas de Referência – Modalidade Uso Distribuição
55. Conforme define o Submódulo 7.2 do PRORET, a Tarifa de Referência TUSD Transporte
modalidade distribuição será diferenciada conforme o tipo de conexão entre as distribuidoras. No caso da
CAIUÁ não existem distribuidoras que acessam o seu sistema de distribuição.
g) Tarifas de Referência – Modalidade Geração
56. Conforme define o Submódulo 7.4 do PRORET, as tarifas para as centrais geradoras serão
diferenciadas por subgrupo tarifário.
57. Para o subgrupo A2, as tarifas são definidas segundo a REN nº 349/2009, sendo uma tarifa
locacional e nominal. As tarifas de referência estão definidas na REH nº 1.916 de 23 de junho de.
58. Para o subgrupo A3, conforme PRORET 7.4, a tarifa vigente deve ser atualizada pelo IGP-M.
59. O PRORET 7.4 define metodologia específica para definição da TUSDg dos subgrupos A3a e
A4 e Grupo B.
III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA – TE
60. A Tarifa de Referência para o componente TE - Energia é definida conforme tabela abaixo.
Tabela 13 – Tarifas de Referência TE – Energia elétrica comprada para revenda
TR - TE
POSTO/MODALIDADE
R$/MWh

TR_ENP Energia horária posto ponta 1,72
TR_ENFP Energia horária posto fora ponta 1,00
TR_ENC Energia convencional 1,06
61. Conforme definido no PRORET 7.2, as Tarifas de Referência para a TE TRANSPORTE, TE
PERDAS e TE ENCARGOS possuem valor unitário, em R$/MWh, em qualquer subgrupo e posto tarifário, uma
vez que o fator de ajuste no cálculo da tarifa de aplicação recupera os custos associados.

Fl. 16 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
Por fim, ressalta-se que todas as Tarifas de Referência constam nas guias "TR TUSD" e "TR
62.
TE" da planilha PCAT.
III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA
63. O mercado de referência compreende os montantes de energia elétrica, de demanda de
potência e de uso do sistema de distribuição faturados no período de referência7 a outras concessionárias e
permissionárias de distribuição, consumidores, autoprodutores e centrais geradoras que façam uso do mesmo
ponto de conexão para importar ou injetar energia elétrica, bem como pelos montantes de demanda de potência
contratada pelos demais geradores para uso do sistema de distribuição. O mercado é discriminado segundo os
critérios de definição das tarifas: subgrupos, modalidades, classes, subclasses tarifárias e acessantes
específicos.
III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO
64. O processo de construção das tarifas finais é composto de 3 etapas: construção das Tarifas
de Referência, construção das Tarifas Base Econômica e das Tarifas Base Financeira.
65. As Tarifas de Referência norteiam a forma como o custo será rateado entre os subgrupos e
modalidades tarifárias. Após sua obtenção, ajusta-se a receita teórica, obtida a partir delas, ao custo requerido,
através de fatores de ajuste. Estes são aplicados às Tarifas de Referência de forma equiproporcional por
componente tarifário. Ou seja, todas as Tarifas de Referência do componente tarifário são ajustadas com o
mesmo fator, independentemente do subgrupo tarifário e modalidade tarifária.
66. As tarifas obtidas são chamadas Tarifas Base Econômica, pois recuperam os custos
econômicos regulatórios da distribuidora.
67. Para obtenção das Tarifas Base Financeira é necessário a construção de fatores de ajuste que
recuperem a receita regulatória financeira da distribuidora para cada componente tarifário. O processo de
construção dos fatores de ajuste é o mesmo descrito para a Tarifa Base Econômica. Cabe destacar que o
cálculo da Tarifa Base Financeira tem a particularidade da Tarifa CVA, que é uma subdivisão dos financeiros
necessária para o cálculo do saldo a compensar da CVA.
68. A Tarifa de Aplicação, a ser aplicada ao mercado, será a soma das Tarifas Base Econômica e
Tarifa Base Financeira, que considera também a Tarifa CVA.
i. Cálculo da TUSD e TE Base econômica
69. Nesse caso emprega-se o mercado de referência e os custos regulatórios deduzidos os valores
recuperados por encargos de conexão e tarifas definidas para acessantes específicos (consumidores do
subgrupo A1, centrais geradoras do subgrupo A2, distribuidoras tipo D1).
7 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da
revisão tarifária periódica.

Fl. 17 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
Há que ressaltar o tratamento diferenciado dado a TUSD à perda não técnica. Como definido
70.
no Submódulo 7.3 do PRORET, deve-se distribuir o custo proporcionalmente à distribuição de receita referente
à TUSD, excluindo o componente perdas não-técnicas. Com base neste custo, o valor do componente TUSD
Perdas Não-Técnica é calculado na forma de um selo em R$/MWh por nível de tensão.
ii. Cálculo da TUSD e TE Base financeira
71. Por fim, a Tarifa base financeira corresponde ao produto da Tarifa base econômica por um
fator multiplicativo, para cada componente de custo tarifário. O fator multiplicativo por componente de custo
tarifário base financeira é efetuada pela relação entre os custos financeiros e o resultado da multiplicação do
valor das tarifas base econômica pelo mercado ajustado.
72. Ressalta-se que os financeiros, em termos de construção de tarifas, são alocados de acordo
com a natureza dos custos. Assim, dada a forma como é apurado o financeiro, aplicou-se a regra vigente de
segregá-los em uma parcela TUSD e outra TE. Deve observar que as centrais geradoras do subgrupo A2 que
tiveram tarifa estabilizada por serem vendedoras no leilão de energia nova não terão suas tarifas financeiras.
III.7 - FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA
73. O Submódulo 7.1 do PRORET estabelece alguns parâmetros de flexibilização da estrutura
tarifária que podem ser alterados com base em estudo fundamentado por parte da distribuidora. No caso da
CAIUÁ, foi utilizada a estrutura tarifária padrão estabelecida no PRORET.
III.8 – TARIFAS ESPECÍFICAS
i. Centrais geradoras do subgrupo A2
74. Como foi citado, as tarifas são definidas segundo a REN nº 349/2009, sendo uma tarifa
locacional e nominal. As tarifas de referência estão definidas na REH nº 1.916 de 23 de junho de 2015.
75.
ii. Unidades consumidoras do subgrupo A1
76. A CAIUÁ, não atende nenhuma unidade consumidora neste subgrupo.
III.9 - ENCARGO DE CONEXÃO DE ACESSANTES
77. Não existe, como base na regulamentação vigente, nenhum acessante que deva pagar
encargo de conexão de instalações específicas utilizadas na conexão, calculado pela ANEEL nos termos do
Submódulo 6.3 do PRORET.
III.10 – DESCONTOS TARIFÁRIOS
78. Parte da receita não será recuperada pelas tarifas, mas coberta por meio de repasses da CDE.
Assim, os descontos tarifários previstos no Decreto nº 7.891/2013 e a redução tarifária da subclasse residencial

Fl. 18 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
baixa renda não deverão compor a base tarifária. Esses valores são obtidos no processo de cálculo de
construção das tarifas. A tabela a seguir apresenta o valor dos descontos previstos para o mercado de
referência e as novas tarifas. Cabe destacar que se soma a esse valor o ajuste (positivo ou negativo) referente
aos descontos considerados no processo tarifário anterior.
Cabe destacar também os valores apurados referentes ao mercado baixa renda. Estes valores
79.
são considerados no cálculo tarifário, contudo, o valor a ser percebido pela distribuidora é homologado em
processo específico da ANEEL.
Tabela 14 – Subsídio tarifário cobertos pela CDE
DESCONTO PREVISÃO (anual)
R$
Subsídio Carga Fonte Incentivada R$ 1.920.099,36
Subsídio Geração Fonte Incentivada R$ 276.124,95
Subsídio Distribuição R$ 0,00
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento R$ 3.438.768,98
Subsídio Rural R$ 7.970.757,63
Subsídio Irrigante/Aquicultor R$ 86.915,22
Subsídio Baixa Renda R$ 4.430.479,34
III.11 – TRANSIÇÕES
80. No caso da CAIUÁ foi aplicada uma transição de 0,6 na construção da tarifa de Geração A3a
de forma atenuar o elevado impacto tarifário.
III.12 – IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES
81. O item III.1 apresenta os resultados discriminados por modalidades, subgrupos e para a TUSD
e a TE. A seguir, serão avaliados os resultados observando a decomposição da variação dos componentes
tarifários.
i. TARIFA DE ENERGIA – TE
82. Observa-se que a variação da TE é similar para os diferentes subgrupos. Os principais
impactos são devidos a criação do componente tarifário TE-CDE, ESS/ERR e ENERGIA REVENDA.
83. Para melhor observação e avaliação qualitativa, abaixo há um gráfico tipo radar que distribui o
efeito médio de 2,84% pelos diferentes custos regulatórios.

Fl. 19 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
Gráfico 12 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TE Subgrupo: todos (média)
Modalidade: todas (média)
ii. TARIFA DE USO – TUSD
84. A análise da TUSD é mais complexa. Primeiro porque envolve duas variáveis de faturamento
de natureza distinta, potência e energia, resultando em maior diversidade de perfis de contratação e uso.
Segundo porque os coeficientes utilizados no cálculo apresentam variabilidade maior e também número de
possibilidades tarifárias mais amplo, o que conduz a uma dispersão elevada dos resultados, em relação ao
observado na TE. Assim, a análise será feita por modalidade e subgrupo tarifário.
85. No gráfico a seguir, analisando toda a receita recuperada pela TUSD, observa-se que as
variações mais significativas são nos componentes DISTRIBUIÇÃO e CDE.

Fl. 20 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
Gráfico 13 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: todos (média)
Modalidade: todos (média)
SUBGRUPO A2
86. Para a modalidade azul, subgrupo A2, as variações relevantes observadas são para os
componentes Fio B e Fio A (Rede Básica), referente à nova estrutura tarifária (alocação de custos), e CDE
devido à variação dos custos regulatórios.
Demanda Ponta Demanda Fora Ponta

Fl. 21 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
Energia
Gráfico 14 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A2
Modalidade: Azul
SUBGRUPO A3
87. Para a modalidade azul, subgrupo A3, as variações relevantes observadas são para os
componentes: Fio B e Fio A (Rede Básica e Fronteira), referente à nova estrutura tarifária (alocação de custos)
e CDE devido a variação do custo regulatório.
Demanda Ponta Demanda Fora Ponta

Fl. 22 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
Energia
Gráfico 15 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A3
Modalidade: Azul
SUBGRUPO A4
88. A seguir, o resultado para as modalidades azul e verde, subgrupo A4: Fio B e Fio A (Rede
Básica e Fronteira), referente à nova estrutura tarifária (alocação de custos) e CDE devido a variação do custo
regulatório.
Demanda Ponta Demanda Fora Ponta

Fl. 23 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
Energia
Gráfico 16 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A4
Modalidade: Azul
Energia Ponta Energia Fora Ponta
Demanda
Gráfico 17 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A4
Modalidade: Verde
89. Para a modalidade convencional dos subgrupos A3a e A4 não foi feita análise em função de
sua extinção a partir desse processo tarifário.

Fl. 24 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
SUBGRUPO B1
90. Para o subgrupo B1, a variação relevante observada é para a componente CDE, devido a
variação negativa do custo regulatório e por outro lado a Fio B teve aumento pouco significativo devido a novo
estrutura tarifária (alocação de custos).
Gráfico 18 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: B1
Modalidade: Convencional
91. Não serão apresentados os gráficos para os demais subgrupos do grupo B (B2, B3 e B4),
contudo, as conclusões são as mesmas apresentadas para o subgrupo B1.
GERAÇÃO
92. O impacto tarifário foi devido ao recálculo do sinal locacional, nos termos da REN nº 349/2009.
Desta forma, no recálculo das tarifas de referência, a variação percebida pela central geradora pode ser
negativa ou positiva, de acordo com a variação do sinal locacional que recebe influência: da configuração da
Rede Unificada - RU; da entrada de novos ativos e de novas centrais geradoras; da variação da receita de
referência da RU; e da alteração da carga conforme o MUST contratado pela distribuidora. Nos reajustes
tarifários posteriores, a variação se dará pelo valor do IGP-M e do Fator X da distribuidora.
93. O impacto para o subgrupo A3 se limita a variação do IGP-M.
94. O impacto para o subgrupo A3a foi devido a alteração metodológica, com a definição de uma
tarifa de referência nos termos do PRORET.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
95. São fundamentos legais e infra legais:
Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, art. 15, § 6º;

 Lei nº 9427, de 26 de dezembro de 1996, art. 3º com redação pela Lei nº 10.848 de 15 de março de
2004;

Fl. 25 Nota Técnica nº 130/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016.
 Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, Anexo I, art. 4º, inciso X;
Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, art. 1º, §1º;

Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013;

Contrato de Concessão dos Serviços Públicos de Distribuição;

Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET;

Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST.

V - DA CONCLUSÃO
96. A presente Nota Técnica, em complemento com as planilhas de cálculo, apresenta o processo
de construção da estrutura das tarifas da CAIUÁ e a análise dos resultados.
Os valores foram calculados utilizando dados enviados pela distribuidora e outros definidos no
97.
processo de revisão tarifária até o momento.
98. Cabe destacar que, nos termos do Submódulo 7.1 do PRORET, a distribuidora não solicitou
nenhuma flexibilização dos parâmetros de cálculo.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
99. Recomenda-se a submissão desta Nota Técnica à Diretoria colegiada da ANEEL para subsidiar
a aprovação da Revisão Tarifária Periódica de 2016 da CAIUÁ.
VICTOR QUEIROZ OLIVEIRA ROBSON KUHN YATSU
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária - SGT