REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2925/2021
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado da revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Companhia Energética do Maranhão - Cemar.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-08-27
Autor: ANEEL

Nota Técnica no 204/2021–SGT/ANEEL
Em 23 de agosto de 2021
Processo nº 48500.004618/2020-96
Assunto: Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de
Distribuição – TUSD – e de Tarifa de Energia – TE – da
CEMAR − Companhia Energética do Maranhão
relativas à revisão tarifária periódica de 2021 – Versão
Final.
I - DO OBJETIVO
1. Apresentar o cálculo das Tarifas de Referência e Aplicação da TUSD e TE, realizado no âmbito do
processo de revisão tarifária periódica de 2021 da Companhia Energética do Maranhão - CEMAR.
II - DOS FATOS
2. O Contrato de Concessão nº 60/2000, concede a exploração dos serviços públicos de distribuição de
energia elétrica para a CEMAR e estabelece o ciclo tarifário da distribuidora, com a quarta revisão tarifária periódica
definida para 28/08/2021.
3. Na revisão tarifária são revistos os custos para prestação do serviço de distribuição de energia.
Também é estabelecida a nova estrutura das tarifas a serem praticadas pela distribuidora. Define-se assim novas
tarifas de referência, novas relações e sinais entre as diversas tarifas que compõem os subgrupos e suas modalidades
tarifárias.
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.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

P. 2 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
6. A proposta preliminar da estrutura tarifária foi apresentada na Consulta Pública - CP n° 029/20211,
pela Nota Técnica nº 098/2021-SGT/ANEEL, de 24/05/2021. para recebimento de contribuições com vistas ao
aprimoramento do cálculo.
7. As contribuições recebidas foram analisadas e o Relatório de Análise das Contribuições constam da
Nota Técnica nº 187/2021-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2021.
REFERÊNCIA DOS DADOS UTILIZADOS
Os dados utilizados foram encaminhados pela distribuidora e também foram obtidos de outros
8.
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 – SAMP
Mercado
Carta CE-REG-EQTL MA Nº 016/2020, de 11 de março de 2021.
Custos regulatórios Nota Técnica nº 0189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021, que define o reposicionamento tarifário
Dados Físicos Carta CE-REG-EQTL MA Nº 016/2020 , de 11 de março de 2021.
Curvas de carga e
Carta CE-REG-EQTL MA Nº 016/2020 , de 11 de março de 2021.
Fluxo de potência
Custos unitários Carta CE-REG-EQTL MA Nº 016/2020, de 11 de março de 2021, e contribuição na CP n. 29/2021.
Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
Dados de perdas
Nota Técnica nº 093/2021-SRD/ANEEL, de 27/07/2021, e Memorando nº 186/2021-SRD/ANEEL, de
Técnicas
27/07/2021.
Os dados foram solicitados à distribuidora pelo Ofício nº 032/2020-SGT/ANEEL, de 05/11/2020.
9.
III – DA ANÁLISE
III.1 – RESULTADOS
CONSUMIDORES
10. O resultado da revisão tarifária da CEMAR implicará efeitos médios a serem percebidos de forma
distinta de acordo com o subgrupo2, modalidade, contratação (cativo ou livre), conforme os resultados demonstrados
1 no link Participação Pública.
2 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 (< 2,3 kV
subterrâneo); B1 (residencial); B2 (rural); B3 (demais classes); B4 (Iluminação pública); B (< 2,3 kV); A (≥ 2,3 kV)

P. 3 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
nos gráficos a seguir. A comparação é feita em relação ao último processo tarifário aprovado pela Resolução
Homologatória nº 2758/2020.
12,00%
10,00%
8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%
A3 A3a A4 B1 B2 B3 B4 A B GLOBAL

Série1 6,04% 4,37% 6,09% 1,69% 9,72% 2,71% 2,20% 5,99% 2,23% 2,79%
Gráfico 1 – Efeito Médio por subgrupo (financeiro)
4,00%
3,00%
2,00%
1,00%
0,00%
-1,00%
-2,00%
-3,00%
-4,00%
-5,00%
-6,00%

Azul Azul Verde Azul Verde Conv Conv Conv Conv
A3 A3a A4 B1 B2 B3 B4

0,70% 3,11% 0,92% 2,71% 0,45% -5,01% 2,93% -3,66% -4,13%
Gráfico 2 – Efeito Médio TUSD por modalidade e subgrupo (financeiro)

P. 4 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
25,00%
20,00%
15,00%
10,00%
5,00%
0,00%

Azul Azul Verde Azul Verde Conv Conv Conv Conv
A3 A3a A4 B1 B2 B3 B4

18,27% 19,11% 17,26% 17,66% 15,85% 15,33% 23,77% 15,91% 15,33%
Gráfico 3 – Efeito Médio TE por modalidade e subgrupo (financeiro)
12,00%
10,00%
8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%

Azul Azul Verde Azul Verde Conv Conv Conv Conv
A3 A3a A4 B1 B2 B3 B4

6,04% 10,00% 6,38% 7,92% 5,82% 1,69% 9,72% 2,72% 2,20%
Gráfico 4 – Efeito Médio por Modalidade e subgrupo, consumidor cativo (financeiro)
DEMAIS ACESSANTES
11. O gráfico a seguir apresenta o efeito médio da TUSD para os demais acessantes: Distribuição por
subgrupo tarifário.

P. 5 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
-24,80%
-25,00%
-25,20%
-25,40%
-25,60%
-25,80%
-26,00%
-26,20%
A3a A4
Dist Dist
-25,27% -26,08%
Gráfico 5 – Efeito Médio por modalidade e subgrupo (demais acessantes) (financeiro)
12. A Tabela 2 apresenta as tarifas de aplicação, 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.
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) 642,07 1440,53 909,16 514,86 124,36% 41,60% -19,81%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda 598,47

B2 (< 2,3 kV - Rural) 565,02 1240,13 783,53 447,57 119,48% 38,67% -20,79%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes) 642,07 1424,88 899,77 511,73 121,92% 40,14% -20,30%
B4a (< 2,3 kV - IP) 353,14
III.2 - DADOS DE ENTRADA
13. Para obtenção dos resultados apresentados foram utilizados os seguintes dados de entrada:
Tabela 3 – Dados utilizados e origem

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

Distribuidora Quantidade por módulo Conforme orientação da 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 perdas média ANEEL/SRD
Técnicas técnicas) Fator de perdas por 12 meses conforme cálculo da
agrupamento ANEEL/SRD

P. 6 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
III.3 - TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD
i. Cálculo dos Custos Médios
14. 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.
O detalhamento do cálculo dos custos médios está descrito nas Notas Técnicas nº 065/201415.
SRD/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.
Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na Tabela 4.
16.
Tabela 4 – Custos Médios
Custo Médio
Agrupamento
R$/kW
AT-2 248,47
AT-3 198,97
MT 1109,60
BT 868,16
ii. Cálculo da Proporção de Fluxo
17. A proporção de fluxo é obtida do diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência do sistema 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.
18. A Tabela a seguir apresenta os valores apurados de proporção de fluxo total (proporção de fluxo
direta mais proporção de fluxo indireta) entre os subgrupos tarifários.

P. 7 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
Tabela 5 – Proporção de Fluxo Total3

Agrupamento AT-2 AT-3 MT BT
AT-2 1,00
AT-3 0,13 1,00

MT 0,13 0,99 1,00
BT 0,13 0,99 1,00 1,00
iii. Tipologias de cargas e redes
19. As tipologias representam o comportamento dos consumidores e o carregamento das redes da
distribuidora em análise.
20. 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.
21. Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela distribuidora foram ajustadas ao mercado
de referência dos respectivos agrupamentos4.
22. Os agregados das tipologias de carga por agrupamento já ajustados ao mercado são apresentados
nos Gráficos a seguir.
45,0
40,0
35,0
30,0
25,0
MW
20,0
15,0
10,0
5,0
-
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 6 – Consumidor-tipo AT-3 – Agregado
300,0 900,0
800,0
250,0
700,0
200,0 600,0
500,0
MW 150,0 MW
400,0
100,0 300,0
200,0
50,0
100,0
- -
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 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 Posto Tarifário
Gráfico 7 – Consumidor-tipo MT – Agregado Gráfico 8 – Consumidor-tipo BT – Agregado
Os relatórios do aplicativo Cálculo das Tarifas de Referência – CTR utilizados no cálculo das Tarifas de Referência adotam como
3
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.
4 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.

P. 8 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
1.000
POSTO PONTA
AT-2 AT-3 MT BT
900
800
700
600
500
400
300
200
100
-
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 9 – Agregado Consumidores-tipo
iv. Definição dos postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário
23. 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.
24. A CEMAR informou que o horário de ponta praticado atualmente é o das 18h00 às 21h00. Ela solicitou
que fossem mantidos os atuais postos tarifários, motivado pelo comportamento da carga, em especial das unidades
consumidoras de baixa tensão.
25. A análise dos agregados dos consumidores-tipo obtidos pela distribuidora e ilustrados anteriormente
mostra que o horário de ponta proposto pela distribuidora está coerente com as curvas de carga de seu sistema
elétrico.
26. Quanto ao posto intermediário, aplicável somente à modalidade tarifária horária Branca do Grupo B,
a distribuidora apresentou proposta de manter os atuais postos. Portanto, conforme regulamentação do PRORET,
esses são definidos em dois períodos: 2(duas) horas anteriores e 1(uma) hora posterior ao posto ponta.

P. 9 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
Tabela 6 – Postos tarifários
Grupo A
Posto Fora Ponta Posto Ponta
21h00 às 17h59 (dia
18h00 ás 20h59
seguinte)
Grupo B

Posto Fora Ponta Posto Intermediário Posto Ponta
22h00 às 15h59 (dia 16h00 às 17h59
18h00 ás 20h59
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 0,0035

AT-3 0,0235 0,0195
MT 0,0618 0,0576 0,0304
BT 0,1078 0,1034 0,0751 0,0186
vi. Estrutura Vertical5
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 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.
5 No cálculo da Estrutura Vertical das distribuidoras, a ANEEL utiliza o aplicativo CTR, versão 2.20.0.1.

P. 10 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
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).
A Responsabilidade de Potência – RP – introduz a sinalização horária no cálculo do custo marginal
32.
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 0,00% 0,00%
AT-3 0,45% 0,64%
MT 15,88% 15,43%
BT 83,66% 83,93%
Variação da ESTRUTURA VERTICAL
AT-2 AT-3 MT BT
(último
0,00%
0,64%
EV% IRT)
15,43% 83,93%
Vigente
atual)
0,00%
0,45%
EV% (RTP
15,88% 83,66%
Nova

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

P. 11 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
Tabela 9 – Composição das TR da TUSD

Função/componente Definição Critério de rateio
Custo com o uso e a conexão às instalações da Rede
Responsabilidade de Custo
TUSD Fio A Básica, Rede Básica de Fronteira, e rede de distribuição
(R$/kW)
de outras distribuidoras
Remuneração dos ativos, quota de reintegração
TUSD Fio B Custo Marginal (R$/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 e PROINFA) Selo (R$/MWh)
(ONS*, PROINFA)
Trajetória regulatória
TUSD – Encargos
Custo do Encargo Setorial (CDE) estabelecida no PRORET
(CDE)
7.2 (Tabela 2) (R$/MWh)
* somente para contratos que ainda não celebraram o termo aditivo.
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.
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.

P. 12 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
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 CEMAR, a atual relação ponta/fora de ponta foi alterada
nos agrupamentos AT-3.
43. A Tabela a seguir apresenta a relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD
TRANSPORTE da CEMAR.
Tabela 10 - Relação entre os postos tarifários
da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE
RPFP RINT-FP
Atual
Agrupamento RTP
(Último reajuste)
AT-2 - -
AT-3 2,82 2,27
MT 2,94 2,94
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$/MWh.
d) Tarifas de Referência – Perdas Não Técnicas e Receitas Irrecuperáveis
45. Como definido no Submódulo 7.3 do PRORET, deve-se distribuir o custo proporcionalmente à
distribuição de receita referente à TUSD, excluindo o componente perdas não-técnicas e receita irrecuperável. Com
base neste custo, o valor do componente TUSD Perdas Não-Técnica é calculado na forma de um selo em R$/MWh
por agrupamento tarifário.
46. A mesma Tarifa de Referência é adotada para o cálculo da componente Receitas Irrecuperáveis.
e) Tarifas de Referência – Encargos
47. 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$/MWh, em qualquer subgrupo e posto tarifário, uma vez que
o fator de ajuste no cálculo da tarifa de aplicação recupera os custos associados.
48. Para TFSEE, as Tarifas de Referência, em R$/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.

P. 13 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
49. Para P&D_EE, as Tarifas de Referência serão obtidas, em R$/MWh, pela aplicação da alíquota
percentual de P&D_EE ao somatório dos componentes tarifários, base econômica, referentes à: TUSD FIO A, TUSD
FIO B, TUSD PERDAS, PROINFA, ONS e TFSE
50. Para a TUSD CDE, as tarifas de referência estão definidas na Tabela 2 do Submódulo 7.2 do
PRORET, seguindo a trajetória regulatória estabelecida em lei.
51. Deve-se considerar ainda a não incidência das componentes tarifárias CDE e PROINFA para a
subclasse residencial baixa renda.
f) Tarifas de Referência – Modalidades
As Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE, obtidas em R$/kW, foram utilizadas para o cálculo
52.
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.
Para a modalidade horária verde, a Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE do posto ponta é
53.
convertida para R$/MWh pelo Fator de Carga (FC) de cruzamento das retas tarifárias verde e azul.
54. O valor do fator de carga de cruzamento das retas tarifárias foi definido em 0,66, valor padrão
regulamentado no PRORET.
55. Para a modalidade convencional binômia do Grupo A, as Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE
ponta e fora de ponta foram convertidas para uma única Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE em R$/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.
56. 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.
57. As Tarifas de Referência por subgrupo e modalidade tarifária estão detalhadas na planilha de cálculo.
58. 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
A4 MT
AS BT
B BT

P. 14 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
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
g) Tarifas de Referência – Modalidade Uso Distribuição
59. 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.
h) Tarifas de Referência – Modalidade Geração
60. Conforme define o Submódulo 7.4 do PRORET, as tarifas para as centrais geradoras serão
diferenciadas por subgrupo tarifário.
61. Para o subgrupo A2, as tarifas são definidas segundo a REN nº 349/2009, sendo uma tarifa locacional
e nominal. No caso da CEMAR, não existem centrais geradoras pertencentes a este subgrupo tarifário.
62. Para o subgrupo A3, conforme PRORET 7.4, a tarifa vigente deve ser atualizada pelo IGP-M. No caso
da EQUATORIAL MARANHÃO não existem centrais geradoras pertencentes a este subgrupo tarifário.
63. 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
64. 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
65. 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.
66. Por fim, ressalta-se que todas as Tarifas de Referência constam nas guias "TR TUSD" e "TR TE" da
planilha PCAT.

P. 15 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA
67. 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 referência6 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
68. 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.
69. 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.
70. As tarifas obtidas são chamadas Tarifas Base Econômica, pois recuperam os custos econômicos
regulatórios da distribuidora.
71. 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.
A Tarifa de Aplicação, a ser aplicada ao mercado, será a soma das Tarifas Base Econômica e Tarifa
72.
Base Financeira, que considera também a Tarifa CVA.
i. Cálculo da TUSD e TE Base econômica
73. 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 e D3).
ii. Cálculo da TUSD e TE Base financeira
74. 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.
6 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão
tarifária periódica.

P. 16 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
75. Para as distribuidoras sob a égide do novo aditivo do contrato de concessão (fundamentado no
Decreto 8.461/15), o montante de custos financeiros considerados são os valores apurados, que terão a neutralidade
apurada no processo tarifário subsequente. Já para as distribuidoras que não celebraram o aditivo contratual e não
possuem neutralidade de custos financeiros, os valores são ajustados conforme o parâmetro de crescimento de
mercado.
76. 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
77. 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 EQUATORIAL
MARANHÃO foi utilizada a estrutura tarifária padrão estabelecida no PRORET.
III.8 – TARIFAS ESPECÍFICAS
i. Centrais geradoras do subgrupo A2
78. Como já citado, as tarifas são definidas segundo a REN nº 349/2009, sendo uma tarifa locacional e
nominal.
79. No caso da EQUATORIAL MARANHÃO, não existem centrais geradoras pertencentes a este
subgrupo tarifário.
ii. Unidades consumidoras do subgrupo A1
80. A EQUATORIAL MARANHÃO não atende nenhuma unidade consumidora neste subgrupo. Conforme
a distribuidora informou à ANEEL, o consumidor Brasil Kirin bebidas encerrou o contrato de uso ao sistema de
distribuição (CUSD) em 230kV (subgrupo A1) com essa distribuidora e assinou o contrato de uso ao sistema de
transmissão (CUST) em 230 kV para acessar a Rede Básica.
81. Como houve essa migração, não haverá a publicação da tarifa desse consumidor, nos termos da
REN n. 722/2016.
III.9 - ENCARGO DE CONEXÃO DE ACESSANTES
82. São responsáveis pelo pagamento deste encargo de conexão as unidades consumidoras do
subgrupo A1 e as distribuidoras classificadas como tipo D1 e D3 nos termos do PRORET Submódulo 7.2, que utilizam
instalações específicas na conexão que devem ser remuneradas por meio de um encargo calculado pela ANEEL nos
termos do Submódulo 6.3 do PRORET. Os demais tipos de acesso não possuem encargo de conexão com valor
regulado definido pela ANEEL.
83. Procede-se o cálculo do referido encargo com base em informações prestadas pela distribuidora
quanto a classificação da conexão (no caso de distribuidoras) e os ativos de uso exclusivo que sejam ativo em serviço
da distribuidora. Consideram-se os custos dos ativos baseado no banco de preços regulatório da ANEEL, estabelecido
pela REH n. 2.549/2019 salvo os casos de ativos em que não existam no banco de preços (por exemplo, sistema de
medição). Considera-se ainda os encargos setoriais.

P. 17 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
84. O cálculo é realizado no processo de revisão tarifária e nos reajustes tarifários anuais esta parcela é
reajustada pelo IGP-M. Já os ativos de propriedade da transmissora são atualizados conforme reajuste da receita
anual da transmissora.
Tabela 14 – Encargo de Conexão de acessantes

Acessante Modalidade/Subgrupo Encargo Anual (R$)
Fio A Fio B Encargos Total
Brasil Kirin bebidas Azul / A1 R$ 66.163,32 R$ 932,70 R$ 67.096,02
Tabela 15 – Tipo de conexão – Modalidade Distribuição

Distribuidora Subgrupo Tipo de acesso
CEPISA A4 D4
ETO A3a D4
III.10 – DESCONTOS TARIFÁRIOS
85. 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 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.
86. Cabe destacar também os valores apurados referentes ao mercado baixa renda. Estes valores são
considerados no cálculo tarifário, contudo, o valor a ser percebido pela distribuidora é homologado em processo
específico da ANEEL.
Tabela 16 – Subsídio tarifário cobertos pela CDE
DESCONTO PREVISÃO (anual)
R$
Subsídio Carga Fonte Incentivada R$ 81.838.490,32
Subsídio Geração Fonte Incentivada R$ 0,00
Subsídio Distribuição R$ 0,00
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento R$ 11.115.484,47
Subsídio Rural R$ 16.065.364,80
Subsídio Irrigante/Aquicultor R$ 8.156.182,15
Subsídio Baixa Renda R$ 258.233.932,19
87. As previsões levam em consideração os efeitos do Decreto n. 9.642/2018, que estabeleceu duas
mudanças significativas: i ) redução gradual em 20% ao ano, extinguindo os benefícios em 5 anos a partir do processo
tarifário de 2019, dos descontos nas tarifas (TUSD e TE) da classe rural, em todas as suas subclasses (rural, serviço
público de irrigação e cooperativa), e também da classe serviço público de água, esgoto e saneamento.

P. 18 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
III.11 – TRANSIÇÕES
88. No caso da EQUATORIAL MARANHÃO não foi aplicada nenhuma transição na construção das
tarifas.
III.12 – IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES
89. 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
90. Observa-se que a variação da TE é similar para os diferentes subgrupos. Os principais impactos são
devidos às componentes tarifárias ESS/ERR, CDE Covid TE e Energia Revenda.
91. Para melhor observação e avaliação qualitativa, abaixo há um gráfico tipo radar que distribui o efeito
médio de 15,61% pelos diferentes custos regulatórios.
P&D
8,00%
PERDAS RB/C ESS/ERR
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%
SUBSIDIO CFURH
(2,00%)
(4,00%)
TUST CI CDE Covid TE
TUST ITAIPU ENERGIA REVENDA
ITAIPU
Gráfico 11 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TE Subgrupo: todos (média)
Modalidade: todas (média)
ii. TARIFA DE USO – TUSD
92. 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.
93. No gráfico a seguir, analisando toda a receita recuperada pela TUSD, observa-se que as variações
mais significativas são as componentes Fio B (distribuição) e Subsídio.

P. 19 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
CDE Covid TUSD
RI 2,00% TFSEE
PERDAS NAO TECNICAS P&D
1,00%

PERDAS RB/ PERDAS D 0,00% ONS
(1,00%)
PERDAS TECNICAS CCC
(2,00%)
(3,00%)
OUTROS CDE
(4,00%)
SUBSIDIO PROINFA
DISTRIBUICAO TUSD RB
TUSDG-ONS TUSD FR
TUSDG-T CONEXAO T
CUSD CONEXAO D
Gráfico 12 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: todos (média)
Modalidade: todos (média)
SUBGRUPO A3
94. Para a modalidade azul, subgrupo A3, as variações relevantes observadas são para os componentes:
CDE Covid, Proinfa e Subsídio devido à variação do custo regulatório, e Fio B (Distribuição) devido à nova estrutura
tarifária juntamente com a variação do custo regulatório.
CDE Covid TUSD CDE Covid TUSD

RI 1,00% TFSEE RI 1,50% TFSEE
0,00%

PERDAS NAO TECNICAS P&D PERDAS NAO TECNICAS 1,00% P&D
(1,00%)
(2,00%) 0,50%

PERDAS RB/ PERDAS D (3,00%) ONS PERDAS RB/ PERDAS D ONS
(4,00%) 0,00%

PERDAS TECNICAS (5,00%) CCC PERDAS TECNICAS CCC
(6,00%) (0,50%)
(7,00%)
(1,00%)

OUTROS (8,00%) CDE OUTROS CDE
(9,00%) (1,50%)

| SUBSIDIO | PROINFA | SUBSIDIO | PROINFA |
| --- | --- | --- | --- |
| DISTRIBUICAO | TUSD RB | DISTRIBUICAO | TUSD RB |
| TUSDG-ONS | TUSD FR | TUSDG-ONS | TUSD FR |
| TUSDG-T | CONEXAO T | TUSDG-T | CONEXAO T |
| CUSD | CONEXAO D | CUSD | CONEXAO D |

Demanda Ponta Demanda Fora Ponta

P. 20 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
CDE Covid TUSD
RI 5,00% TFSEE

PERDAS NAO TECNICAS 4,00% P&D
3,00%
PERDAS RB/ PERDAS D ONS
2,00%
1,00%
PERDAS TECNICAS CCC
0,00%
(1,00%)
OUTROS CDE
(2,00%)
SUBSIDIO PROINFA
DISTRIBUICAO TUSD RB
TUSDG-ONS TUSD FR
TUSDG-T CONEXAO T
CUSD CONEXAO D
Energia
Gráfico 13 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A3
Modalidade: Azul
SUBGRUPO A3a
95. A seguir tem-se o resultado para as modalidades azul e verde, subgrupo A3a. As variações relevantes
observadas são para as componentes Subsídio e Fio B, devido à variação do custo regulatório, e Fio A (Rede Básica),
devido à nova estrutura tarifária.
CDE Covid TUSD CDE Covid TUSD

RI 0,00% TFSEE RI 0,00% TFSEE
0,00% 0,00%

PERDAS NAO TECNICAS P&D PERDAS NAO TECNICAS 0,00% P&D
(0,00%)

PERDAS RB/ PERDAS D (0,00%) ONS PERDAS RB/ PERDAS D (0,00%) ONS
(0,00%)
(0,00%) (0,00%)
(0,00%)

PERDAS TECNICAS (0,00%) CCC PERDAS TECNICAS (0,00%) CCC
(0,00%)
(0,00%) (0,00%)
(0,00%) (0,00%)

OUTROS CDE OUTROS CDE
(0,00%) (0,00%)

| SUBSIDIO | PROINFA | SUBSIDIO | PROINFA |
| --- | --- | --- | --- |
| DISTRIBUICAO | TUSD RB | DISTRIBUICAO | TUSD RB |
| TUSDG-ONS | TUSD FR | TUSDG-ONS | TUSD FR |
| TUSDG-T | CONEXAO T | TUSDG-T | CONEXAO T |
| CUSD | CONEXAO D | CUSD | CONEXAO D |

Demanda Ponta Demanda Fora Ponta

P. 21 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
CDE Covid TUSD
RI 0,01% TFSEE

PERDAS NAO TECNICAS 0,00% P&D
0,00%
PERDAS RB/ PERDAS D ONS
0,00%

PERDAS TECNICAS 0,00% CCC
0,00%
(0,00%)
OUTROS CDE
(0,00%)
SUBSIDIO PROINFA
DISTRIBUICAO TUSD RB
TUSDG-ONS TUSD FR
TUSDG-T CONEXAO T
CUSD CONEXAO D
Energia
Gráfico 14 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A3a
Modalidade: Azul
CDE Covid TUSD CDE Covid TUSD

RI 0,10% TFSEE RI 2,00% TFSEE
0,00%

PERDAS NAO TECNICAS (0,10%) P&D PERDAS NAO TECNICAS 1,50% P&D
PERDAS RB/ PERDAS D (0,20%) ONS PERDAS RB/ PERDAS D 1,00% ONS
(0,30%)
(0,40%) 0,50%

PERDAS TECNICAS (0,50%) CCC PERDAS TECNICAS 0,00% CCC
(0,60%)
(0,70%)
(0,80%) (0,50%)

OUTROS CDE OUTROS CDE
(0,90%) (1,00%)

| SUBSIDIO | PROINFA | SUBSIDIO | PROINFA |
| --- | --- | --- | --- |
| DISTRIBUICAO | TUSD RB | DISTRIBUICAO | TUSD RB |
| TUSDG-ONS | TUSD FR | TUSDG-ONS | TUSD FR |
| TUSDG-T | CONEXAO T | TUSDG-T | CONEXAO T |
| CUSD | CONEXAO D | CUSD | CONEXAO D |

Energia Ponta Energia Fora Ponta
CDE Covid TUSD
RI 0,50% TFSEE

PERDAS NAO TECNICAS 0,00% P&D
PERDAS RB/ PERDAS D ONS
(0,50%)

PERDAS TECNICAS (1,00%) CCC
(1,50%)
OUTROS CDE
(2,00%)
SUBSIDIO PROINFA
DISTRIBUICAO TUSD RB
TUSDG-ONS TUSD FR
TUSDG-T CONEXAO T
CUSD CONEXAO D
Demanda
Gráfico 15 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A3a
Modalidade: Verde
SUBGRUPO A4

P. 22 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
96. A seguir, o resultado para as modalidades azul e verde, subgrupo A4. As mesmas considerações
feitas para o A3a são feitas para o A4.
CDE Covid TUSD CDE Covid TUSD
0,05% 0,04%
RI TFSEE RI TFSEE

PERDAS NAO TECNICAS 0,00% P&D PERDAS NAO TECNICAS 0,02% P&D
0,00%
(0,05%)

PERDAS RB/ PERDAS D ONS PERDAS RB/ PERDAS D (0,02%) ONS
(0,10%) (0,04%)

PERDAS TECNICAS (0,15%) CCC PERDAS TECNICAS (0,06%) CCC
(0,08%)
(0,20%) (0,10%)
(0,25%)

OUTROS CDE OUTROS (0,12%) CDE
(0,30%) (0,14%)

| SUBSIDIO | PROINFA | SUBSIDIO | PROINFA |
| --- | --- | --- | --- |
| DISTRIBUICAO | TUSD RB | DISTRIBUICAO | TUSD RB |
| TUSDG-ONS | TUSD FR | TUSDG-ONS | TUSD FR |
| TUSDG-T | CONEXAO T | TUSDG-T | CONEXAO T |
| CUSD | CONEXAO D | CUSD | CONEXAO D |

Demanda Ponta Demanda Fora Ponta
CDE Covid TUSD
RI 0,35% TFSEE

PERDAS NAO TECNICAS 0,30% P&D
0,25%
0,20%

PERDAS RB/ PERDAS D 0,15% ONS
0,10%

PERDAS TECNICAS 0,05% CCC
0,00%
(0,05%)

OUTROS (0,10%) CDE
(0,15%)
SUBSIDIO PROINFA
DISTRIBUICAO TUSD RB
TUSDG-ONS TUSD FR
TUSDG-T CONEXAO T
CUSD CONEXAO D
Energia
Gráfico 16 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A4
Modalidade: Azul
CDE Covid TUSD CDE Covid TUSD

RI 0,20% TFSEE RI 1,40% TFSEE
1,20%

PERDAS NAO TECNICAS 0,00% P&D PERDAS NAO TECNICAS P&D
1,00%
(0,20%) 0,80%

PERDAS RB/ PERDAS D ONS PERDAS RB/ PERDAS D 0,60% ONS
(0,40%)
0,40%

PERDAS TECNICAS (0,60%) CCC PERDAS TECNICAS 0,20% CCC
(0,80%) 0,00%
(0,20%)
(1,00%)

OUTROS CDE OUTROS (0,40%) CDE
(1,20%) (0,60%)

| SUBSIDIO | PROINFA | SUBSIDIO | PROINFA |
| --- | --- | --- | --- |
| DISTRIBUICAO | TUSD RB | DISTRIBUICAO | TUSD RB |
| TUSDG-ONS | TUSD FR | TUSDG-ONS | TUSD FR |
| TUSDG-T | CONEXAO T | TUSDG-T | CONEXAO T |
| CUSD | CONEXAO D | CUSD | CONEXAO D |

Energia Ponta Energia Fora Ponta

P. 23 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
CDE Covid TUSD
RI 0,40% TFSEE

PERDAS NAO TECNICAS 0,20% P&D
0,00%

PERDAS RB/ PERDAS D (0,20%) ONS
(0,40%)

PERDAS TECNICAS (0,60%) CCC
(0,80%)
(1,00%)
OUTROS CDE
(1,20%)
SUBSIDIO PROINFA
DISTRIBUICAO TUSD RB
TUSDG-ONS TUSD FR
TUSDG-T CONEXAO T
CUSD CONEXAO D
Demanda
Gráfico 17 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A4
Modalidade: Verde
SUBGRUPO B1
97. Para o subgrupo B1, as variações relevantes observadas são para as componentes Fio B e Subsídio,
devido à variação do custo regulatório.
CDE Covid TUSD
RI 2,00% TFSEE

PERDAS NAO TECNICAS 1,00% P&D
0,00%
PERDAS RB/ PERDAS D ONS
(1,00%)

PERDAS TECNICAS (2,00%) CCC
(3,00%)
(4,00%)
OUTROS CDE
(5,00%)
SUBSIDIO PROINFA
DISTRIBUICAO TUSD RB
TUSDG-ONS TUSD FR
TUSDG-T CONEXAO T
CUSD CONEXAO D
Gráfico 18 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: B1
Modalidade: Convencional
98. 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
99. Os impactos para os subgrupos A3a e A4 foram devidos a alteração metodológica, com a definição
de uma tarifa de referência nos termos do PRORET.
DISTRIBUIÇÃO
100. A tarifa para modalidade distribuição é nominal e depende do tipo de acesso, classificado os termos
do PRORET, Submódulo 7.2. O efeito tarifário deverá seguir a variação média das tarifas modalidade azul, das
componentes demanda. Para os casos tipo D1 e D3, adiciona-se o efeito do encargo de conexão.

P. 24 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
101. São fundamentos legais e infra legais:
• Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, art. 15, § 6º;
• Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, art. 3º com redação pela Lei nº 10.848 de 15 de março de 2004;
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
102. A presente Nota Técnica, em complemento com as planilhas de cálculo, apresenta o processo de
construção da estrutura das tarifas da CEMAR e a análise dos resultados. Tais documentos devem subsidiar a
proposta de Revisão Tarifária Periódica da distribuidora.
103. Os valores foram calculados, utilizando dados enviados pela distribuidora e outros definidos no
processo de revisão tarifária.
104. Cabe destacar que, nos termos do Submódulo 7.1 do PRORET, a distribuidora não solicitou nenhuma
flexibilização dos parâmetros de cálculo.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
105. Recomenda-se a submissão desta Nota Técnica à Diretoria colegiada da ANEEL para subsidiar a
definição da estrutura tarifária, como parte do processo da Revisão Tarifária Periódica de 2021 da CEMAR.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
GEOVANE A S CAPUTO ROBSON KUHN YATSU
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária - SGT
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR:
DAVI ANTUNES LIMA, GEOVANE ANSELMO SILVEIRA CAPUTO, ROBSON KUHN YATSU