REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2105/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado provisório da quarta revisão tarifária periódica, as tarifas de energia e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Energisa Tocantins - Distribuidora de Energia S.A - ETO.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-07-01
Autor: ANEEL

Nota Técnica no 224/2016–SGT/ANEEL
Em 30 de junho de 2016.
Processo nº 48500.000016/2016-83
Assunto: Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema
de Distribuição – TUSD – e de Tarifa de Energia
– TE – da ETO – Companhia de Energia Elétrica do
Estado do Tocantins 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 Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins - ETO.
II - DOS FATOS
2. A presente Nota Técnica apresenta os cálculos da estrutura tarifária da ETO a ser aplicada
em sua revisão tarifária.
3. O Contrato de Concessão nº 52/1999, concede a exploração dos serviços públicos de
distribuição de energia elétrica para a ETO e estabelece o ciclo tarifário da distribuidora, com a quarta revisão
tarifária periódica definida para 04/07/2016.
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.
48581.002048/2016-00

Fl. 2 Nota Técnica nº 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016
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 23/20161,
pela Nota Técnica nº 111/2016-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 216/2016-SGT/ANEEL, de 24 de junho de 2016.
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 ENERGISATO/VPR-ANEEL/Nº005/2015, de 12 de fevereiro de 2016
Custos regulatórios Nota Técnica nº 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016, que define o reposicionamento tarifário
Carta ENERGISATO/VPR-ANEEL/Nº005/2015, de 12 de fevereiro de 2016
Dados Físicos
Correspondência eletrônica de 29/02/2016
Curvas de carga e
Carta ENERGISATO/VPR-ANEEL/Nº005/2015, de 12 de fevereiro de 2016
Fluxo de potência
Custos unitários Carta ENERGISATO/VPR-ANEEL/Nº005/2015, de 12 de fevereiro de 2016
Dados de perdas Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
Técnicas Nota Técnica nº 90/2016-SRD/ANEEL, de 16/06/2016 e Memorando nº 238/2016-SRD/ANEEL
10. Os dados foram solicitados à distribuidora pelo Ofício nº 516/2015-SRD/SGT/ANEEL.
III – DA ANÁLISE

1 no link Informações Técnicas Audiências/Consultas

Fl. 3 Nota Técnica nº 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016
III.1 – RESULTADOS
CONSUMIDORES
11. O resultado da revisão tarifária da ETO implicará efeitos médios a serem percebidos de forma
distinta de acordo com o subgrupo 2, 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 1.919/2015.
16,00%
14,00%
12,00%
10,00%
8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%
A2 A3 A3a A4 AS B1 B2 B3 B4 A B GLOBAL

Série1 3,71% 10,63% 13,22% 10,02% 0,00% 13,79% 13,79% 13,79% 13,79% 9,99% 13,79% 12,81%
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 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016
20,00%
10,00%
0,00%
-10,00%
-20,00%
-30,00%
-40,00%

Azul Azul Azul Verde Azul Verde Conv Conv Conv Conv
A2 A3 A3a A4 B1 B2 B3 B4

-24,01% -35,89% 6,81% 10,13% 2,77% 5,53% 12,63% 12,63% 12,63% 12,63%
Gráfico 2 – Efeito Médio TUSD por modalidade e subgrupo (financeiro)
18,00%
16,00%
14,00%
12,00%
10,00%
8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%

Azul Azul Azul Verde Azul Verde Conv Conv Conv Conv
A2 A3 A3a A4 B1 B2 B3 B4

15,57% 15,32% 0,00% 15,59% 15,45% 15,50% 15,34% 15,34% 15,34% 15,34%
Gráfico 3 – Efeito Médio TE por modalidade e subgrupo (financeiro)

Fl. 5 Nota Técnica nº 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016
15,00%
10,00%
5,00%
0,00%
-5,00%
-10,00%

Azul Azul Azul Verde Azul Verde Conv Conv Conv Conv
A2 A3 A3a A4 B1 B2 B3 B4

5,46% -7,19% 6,81% 12,77% 6,28% 10,24% 13,79% 13,79% 13,79% 13,79%
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%
-20,00%
A2 A3 A3a A4 B A2 A3 A3a A4 B

Ger Ger Ger Ger Ger Dist Dist Dist Dist Dist
-7,74% 11,73% 25,03% 25,03% 0,00% 0,00% 0,00% 49,87% 0,00% 0,00%
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 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016
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) 525,74 1159,40 728,20 421,34 120,53% 38,51% -19,86%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda 517,69

B2 (< 2,3 kV - Rural) 368,02 820,23 514,94 296,67 122,88% 39,92% -19,39%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes) 525,74 1221,26 765,32 433,72 132,29% 45,57% -17,50%
B4a (< 2,3 kV - IP) 289,16
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 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016
Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na Tabela 4.
17.
Tabela 4 – Custos Médios
Custo Médio
Agrupamento
R$/kW
AT-2 234,18
AT-3 357,92
MT 650,76
BT 583,75
* subgrupo não existente na distribuidora: AT-3
ii. Cálculo da Proporção de Fluxo
18. 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.
19. 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.
Tabela 5 – Proporção de Fluxo Total4

Agrupamento AT-2 AT-3 MT BT
AT-2 1,00
AT-3 0,47 1,00

MT 0,93 0,10 1,00
BT 0,93 0,10 1,00 1,00
iii. Tipologias de cargas e redes
20. As tipologias representam o comportamento dos consumidores e o carregamento das redes
da distribuidora em análise.
21. 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.
4 Os relatórios do aplicativo Cálculo das Tarifas de Referência – CTR utilizados no cálculo das Tarifas de Referência adotam como
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.

Fl. 8 Nota Técnica nº 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016
22. Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela distribuidora foram ajustadas ao
mercado de referência dos respectivos agrupamentos5.
23. Os agregados das tipologias de carga por agrupamento já ajustados ao mercado são
apresentados nos Gráficos a seguir.
16,0 80,0
14,0 70,0
12,0 60,0
10,0 50,0
MW 8,0 MW 40,0
6,0 30,0
4,0 20,0
2,0 10,0
- -
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 6 – Consumidor-tipo AT-2 - Agregado Gráfico 7 – Consumidor-tipo MT – Agregado
250,0
200,0
150,0
MW
100,0
50,0
-
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 8 – Consumidor-tipo BT – Agregado
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 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016
350
POSTO PONTA
AT-2 AT-3 MT BT
300
250
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 9 – Agregado Consumidores-tipo
iv. Definição dos postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário
24. 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.
25. A ETO informou que o horário de ponta praticado atualmente é o das 18h00 às 20h59 e não
se aplica a hora de verão em sua área de concessão, conforme Decreto nº 6.558, de 8 de setembro de 2008.
Ela solicitou que fossem mantidos os atuais postos tarifários, motivado pelo comportamento da carga, em
especial das unidades consumidoras de baixa tensão.
26. 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
agregada de seu sistema elétrico
27. Quanto ao posto intermediário, aplicável somente à modalidade tarifária horária Branca do
Grupo B, a distribuidora não apresentou propostas. Portanto, conforme regulamentação do PRORET, esse será
definido em dois períodos de 1 hora, imediatamente anteriores e posteriores ao posto ponta.
Tabela 6 – Postos tarifários

Fl. 10 Nota Técnica nº 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016
Grupo A
Posto Fora Ponta Posto Ponta
21h00 às 17h59 (dia
18h00 às 20h59
seguinte)
Grupo B
Posto
Posto Fora Ponta Posto Ponta
Intermediário
22h00 às 16h59 (dia 17h00 às 17h59
18h00 às 20h59
seguinte) 21h00 às 21h59
v. Fatores de Perdas de Potência
28. 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.
29. 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 0,0313

AT-3 0,0382 0,0056
MT 0,0594 0,0301 0,0237
BT 0,0954 0,0651 0,0585 0,0084
vi. Estrutura Vertical6
30. 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.
31. 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.
6 No cálculo da Estrutura Vertical das distribuidoras, a ANEEL utiliza o aplicativo CTR, versão 2.20.0.1.