REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2887/2021
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 Companhia Campolarguense de Energia - Cocel.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-06-29
Autor: ANEEL

Nota Técnica no 140/2021–SGT/ANEEL
Em 21 de junho de 2021
Processos nº 48500.004620/2020-54
Assunto: Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de
Distribuição – TUSD – e de Tarifa de Energia – TE – da
COCEL − Companhia Campolarguense de Energia
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 Campolarguense de Energia - COCEL.
II - DOS FATOS
2. O Contrato de Concessão nº 27/1998, concede a exploração dos serviços públicos de distribuição de
energia elétrica para a COCEL e estabelece o ciclo tarifário da distribuidora, com a quarta revisão tarifária periódica
definida para 29/06/2021.
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.
48581.000972/2021-00
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

P. 2 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
6. A proposta preliminar da estrutura tarifária foi apresentada na Consulta Pública nº 12/20211, pela
Nota Técnica nº 51/2021-SGT/ANEEL, 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 128/2021-SGT/ANEEL, de 16 de junho de 2021.
REFERÊNCIA DOS DADOS UTILIZADOS
8. 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 – SAMP
Mercado
Ofício COCEL nº 011/2021, de 29 de janeiro de 2021
Custos regulatórios Nota Técnica nº 133/2021-SGT/ANEEL, de 17/06/2021, que define o reposicionamento tarifário
Dados Físicos Ofício COCEL nº 011/2021, de 29 de janeiro de 2021
Curvas de carga e
Ofício COCEL nº 011/2021, de 29 de janeiro de 2021
Fluxo de potência
Custos unitários Ofício COCEL nº 011/2021, de 29 de janeiro de 2021
Dados de perdas
Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
Técnicas
9. O Ofício Circular n° 32/2020-SGT/ANEEL, de 05 de novembro de 2020, orienta sobre o
encaminhamento da campanha para o servidor de dados ftp da ANEEL.
10. A SRD não conseguiu calcular os fatores de perdas técnicas, pois os dados encaminhados pela
distribuidora estavam inconsistentes, e, portanto, optou-se, para fins de cálculo da estrutura tarifária, pela utilização
dos mesmos valores obtidos na 4º revisão tarifária periódica da distribuidora.
→
1 no link Participação Pública Audiências públicas

P. 3 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
III – DA ANÁLISE
III.1 – RESULTADOS
CONSUMIDORES
11. O resultado da revisão tarifária da COCEL implicará efeitos médios a serem percebidos de forma
distinta de acordo com o subgrupo2, modalidade, contratação (cativo ou livre), conforme os resultados demonstrados
nos gráficos a seguir. A comparação é feita em relação ao último processo tarifário aprovado pela Resolução
Homologatória nº 2.706/2020.
18,00%
16,00%
14,00%
12,00%
10,00%
8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%
A3a A4 B1 B2 B3 B4 A B GLOBAL

Série1 14,38% 14,07% 8,17% 16,06% 8,20% 8,15% 14,08% 8,52% 10,64%
Gráfico 1 – Efeito Médio por subgrupo (financeiro)
16,00%
14,00%
12,00%
10,00%
8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%

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

13,49% 12,23% 13,97% 1,98% 9,48% 2,09% 2,02%
Gráfico 2 – Efeito Médio TUSD por modalidade e subgrupo (financeiro)
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. 4 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
25,00%
20,00%
15,00%
10,00%
5,00%
0,00%

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

15,35% 15,72% 15,71% 15,32% 23,75% 15,39% 15,31%
Gráfico 3 – Efeito Médio TE 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%

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

14,38% 12,54% 14,86% 8,17% 16,06% 8,22% 8,15%
Gráfico 4 – Efeito Médio por Modalidade e subgrupo, consumidor cativo (financeiro)
DEMAIS ACESSANTES
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.

P. 5 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
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) 607,35 1712,16 668,58 435,77 181,91% 10,08% -28,25%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda 537,68

B2 (< 2,3 kV - Rural) 534,47 1506,70 639,57 434,70 181,91% 19,66% -18,67%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes) 607,35 1302,58 528,46 528,46 114,47% -12,99% -12,99%
B4a (< 2,3 kV - IP) 334,04
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
média ANEEL/SRD
Dados de perdas ANEEL/SRD (cálculo perdas
Técnicas técnicas)
Fator de perdas por 12 meses conforme cálculo da
agrupamento ANEEL/SRD
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.
15. 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.
16. Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na Tabela 4.

P. 6 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
Tabela 4 – Custos Médios
Custo Médio
Agrupamento
R$/kW
MT 250,02
BT 396,09
* subgrupo não existente na distribuidora: AT-3
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.
Tabela 5 – Proporção de Fluxo Total3

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

MT 0,69 0,00 1,00
BT 0,69 0,00 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.
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. 7 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
35,0 25,0
30,0
20,0
25,0
20,0 15,0
MW MW
15,0 10,0
10,0
5,0
5,0
- -
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 17 18 19 20 21 22 23 24
Posto Tarifário Posto Tarifário
Gráfico 5 – Consumidor-tipo MT – Agregado Gráfico 6 – Consumidor-tipo BT – Agregado
60
POSTO PONTA
AT-2 AT-3 MT BT
50
40
30
20
10
-
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 17 18 19 20 21 22 23 24
Posto tarifário
Gráfico 7 – Agregado Consumidores-tipo
iv. Definição dos postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário
Os custos marginais de capacidade foram calculados para os postos tarifários ponta e fora ponta,
23.
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 COCEL informou que o horário de ponta praticado atualmente é o das 18h00 às 20h59. 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 agregada de seu
sistema elétrico.

P. 8 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
26. 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 anterior e posterior ao posto ponta.
Tabela 6 – Postos tarifários
Grupo A
Posto Fora Ponta Posto Ponta
21h00 às 17h59
18h00 às 20h59
(dia seguinte)
Grupo B
Posto Fora Ponta Posto Intermediário Posto Ponta
22h00 às 16h59 17h00 às 17h59
18h00 às 20h59
(dia 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.
29. No presente caso, adotou-se os valores dos fatores de perdas de potência utilizados no 3CRTP, uma
vez que não foi calculado novo índice de perdas técnicas, por inconsistência dos dados encaminhado pela
distribuidora.
Tabela 7 – Fatores de Perdas de Potência para demanda média
Agrupamento AT-2 AT-3 MT BT
AT-2 0,0000

AT-3 0,0000 0,0000
MT 0,0211 0,0000 0,0191
BT 0,0338 0,0000 0,0318 0,0022
vi. Estrutura Vertical5
A Estrutura Vertical – EV – é a proporção relativa entre os agrupamentos tarifários, definidos por
30.
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.
5 No cálculo da Estrutura Vertical das distribuidoras, a ANEEL utiliza o aplicativo CTR, versão 2.20.0.1.

P. 9 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
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.
32. 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).
33. 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)
MT 34,11% 28,48%
BT 65,89% 71,52%
Variação da ESTRUTURA VERTICAL
MT BT
IRT)
Vigente
EV%
(último
28,48% 71,52%
(RTP
atual)
EV%
34,11% 65,89%
Nova

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Gráfico 8 – Estrutura Vertical
vii. Tarifas de Referência
34. 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.
35. 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.
36. As Tarifas de Referência consideradas no cálculo da TUSD estão detalhadas na Tabela a seguir.

P. 10 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
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.
37. 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
38. 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.
39. 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.
40. 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
41. 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.
42. 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

P. 11 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
de ponta. O mercado de referência de demanda para o agrupamento BT, Grupo B, baseia-se nas tipologias ajustadas
ao mercado faturado.
43. 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. Quanto ao grupamento MT, a relação foi alterada por solicitação,
devidamente analisada, de flexibilização de estrutura tarifária, como será discorrido mais adiante nesta Nota Técnica.
44. A Tabela a seguir apresenta a relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD
TRANSPORTE da COCEL.
Tabela 10 - Relação entre os postos tarifários
da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE
RPFP RINT-FP
Atual
Agrupamento RTP
(Último reajuste)
MT 2,73 2,59

BT 5,00 5,00 3,00
c) Tarifas de Referência – Perdas Técnicas
Os valores das Tarifas de Referência – Perdas Técnicas foram obtidos através do fator de perdas de
45.
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$/MWh.
d) Tarifas de Referência – Perdas Não Técnicas e Receitas Irrecuperáveis
Como definido no Submódulo 7.3 do PRORET, deve-se distribuir o custo proporcionalmente à
46.
distribuição de receita referente à TUSD, excluindo o componente perdas não-técnicas e receita irrecuperável. Com
base neste custo, o valor do componente TUSD Perdas Não-Técnica é calculado na forma de um selo em R$/MWh
por agrupamento tarifário.
47. A mesma Tarifa de Referência é adotada para o cálculo da componente Receitas Irrecuperáveis.
e) Tarifas de Referência – Encargos
48. 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$/MWh, em qualquer subgrupo e posto tarifário, uma vez que
o fator de ajuste no cálculo da tarifa de aplicação recupera os custos associados.
49. Para TFSEE, as Tarifas de Referência, em R$/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. 12 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
50. Para P&D_EE, as Tarifas de Referência serão obtidas, em R$/MWh, pela aplicação da alíquota
percentual de P&D_EE ao somatório dos componentes tarifários, base econômica, referentes à: TUSD FIO A, TUSD
FIO B, TUSD PERDAS, PROINFA, ONS e TFSE
51. Para a TUSD CDE, as tarifas de referência estão definidas na Tabela 2 do Submódulo 7.2 do
PRORET, seguindo a trajetória regulatória estabelecida em lei.
52. Deve-se considerar ainda a não incidência das componentes tarifárias CDE e PROINFA para a
subclasse residencial baixa renda.
f) Tarifas de Referência – Modalidades
53. As Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE, obtidas em R$/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.
54. Para a modalidade horária verde, a Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE do posto ponta é
convertida para R$/MWh pelo Fator de Carga (FC) de cruzamento das retas tarifárias verde e azul.
55. O valor do fator de carga de cruzamento das retas tarifárias foi definido em 0,66, valor padrão
regulamentado no PRORET.
56. Para a modalidade convencional binômia do Grupo A, as Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE
ponta e fora de ponta foram convertidas para uma única Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE em R$/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.
57. 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.
58. As Tarifas de Referência por subgrupo e modalidade tarifária estão detalhadas na planilha de cálculo.
59. 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
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

P. 13 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
Modalidade Modalidade
(Tarifa de Referência) (Tarifa de Aplicação)
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
60. 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 COCEL não existem
distribuidoras que acessam o seu sistema de distribuição.
h) Tarifas de Referência – Modalidade Geração
Conforme define o Submódulo 7.4 do PRORET, as tarifas para as centrais geradoras serão
61.
diferenciadas por subgrupo tarifário.
62. Para o subgrupo A2, as tarifas são definidas segundo a REN nº 349/2009, sendo uma tarifa locacional
e nominal. No caso da COCEL, não existem centrais geradoras pertencentes a este subgrupo tarifário.
63. Para o subgrupo A3, conforme PRORET 7.4, a tarifa vigente deve ser atualizada pelo IGP-M.
64. O PRORET 7.4 define metodologia específica para definição da TUSDg dos subgrupos A3a e A4 e
Grupo B. No caso da COCEL não existem centrais geradoras pertencentes a estes subgrupos tarifários.
III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA – TE
65. 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
66. 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.
67. Por fim, ressalta-se que todas as Tarifas de Referência constam nas guias "TR TUSD" e "TR TE" da
planilha PCAT.

P. 14 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA
68. 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
69. 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.
As Tarifas de Referência norteiam a forma como o custo será rateado entre os subgrupos e
70.
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.
71. As tarifas obtidas são chamadas Tarifas Base Econômica, pois recuperam os custos econômicos
regulatórios da distribuidora.
72. 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.
73. 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
74. 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
75. 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. 15 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
76. 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.
77. 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
78. 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 COCEL, foi
solicitada alteração da RPFP da FIO B do grupamento MT, para o valor de 3,2. A justificativa para o pleito é de que a
retirada do sinal poderia incentivar o cliente de MT a aumentar o consumo na ponta, já que a relação proposta está
acima da existente. Na baixa tensão a COCEL solicita a manutenção da RPFP e RINTFP em 20 e 5 para o residencial,
e de 5 e 1 para o subgrupo B3, respectivamente. Para o rural, a distribuidora solicita a alteração da RPFP para 10
com o fim de evitar aumento de carga na ponta.
79. Tal proposta foi colocada sob escrutínio da sociedade quando da Consulta Pública da COCEL. A
COCEL contribuiu ressaltando que a RPFP deveria ser aplicada apenas na Fio B e não em toda TUSD transporte, o
que foi acatado. Somando a justificativa técnica com a pouca magnitude de seu impacto, acatou-se a solicitação de
flexibilização da RPFP para o MT e para a tarifa branca da baixa tensão.
III.8 – TARIFAS ESPECÍFICAS
i. Centrais geradoras do subgrupo A2
80. Como já citado, as tarifas são definidas segundo a REN nº 349/2009, sendo uma tarifa locacional e
nominal.
81. No caso das centrais geradoras que se sagraram vendedoras em leilão, as tarifas são definidas na
Resolução que aprovado o respectivo Edital.
82. No caso da COCEL, não existem centrais geradoras pertencentes a este subgrupo tarifário.
ii. Unidades consumidoras do subgrupo A1
83. A COCEL, não atende nenhuma unidade consumidora neste subgrupo.
III.9 - ENCARGO DE CONEXÃO DE ACESSANTES
84. 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.

P. 16 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
85. 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.
86. 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.
87. 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
88. 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.
89. 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 14 – Subsídio tarifário cobertos pela CDE
DESCONTO PREVISÃO (anual)
R$
Subsídio Carga Fonte Incentivada R$ 1.781.203,70
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento R$ 196.212,52
Subsídio Rural R$ 490.487,65
Subsídio Baixa Renda R$ 1.293.843,61
90. 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.
III.11 – TRANSIÇÕES
91. No caso da COCEL devido a diferença de efeitos entre os consumidores conectados em Alta Tensão
e os de Baixa Tensão está sendo proposta uma aplicação de transição de 75% dos custos para os consumidores
conectados nos subgrupos A3a e A4.

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III.12 – IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES
92. 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
93. Observa-se que a variação da TE é similar para os diferentes subgrupos. O principal impacto é devido
ao componente tarifário Energia vendida para Revenda.
94. Para melhor observação e avaliação qualitativa, abaixo há um gráfico tipo radar que distribui o efeito
médio de 15,69% pelos diferentes custos regulatórios
P&D
12,00%

PERDAS RB/C 10,00% ESS/ERR
8,00%
6,00%

SUBSIDIO 4,00% CFURH
2,00%
0,00%
TUST CI CDE Covid TE
TUST ITAIPU ENERGIA REVENDA
ITAIPU
Gráfico 9 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TE Subgrupo: todos (média)
Modalidade: todas (média)
ii. TARIFA DE USO – TUSD
95. 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.
96. No gráfico a seguir, analisando toda a receita recuperada pela TUSD, observa-se que a variação mais
significativa é na componente CUSD.

P. 18 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
CDE Covid TUSD
RI 8,00% TFSEE

PERDAS NAO TECNICAS 6,00% P&D
PERDAS RB/ PERDAS D 4,00% ONS
2,00%
PERDAS TECNICAS CCC
0,00%
(2,00%)
OUTROS CDE
(4,00%)
SUBSIDIO PROINFA
DISTRIBUICAO TUSD RB
TUSDG-ONS TUSD FR
TUSDG-T CONEXAO T
CUSD CONEXAO D
Gráfico 10 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: todos (média)
Modalidade: todos (média)
SUBGRUPO A3a
97. A seguir tem-se o resultado para a modalidade verde, subgrupo A3a. A variação relevante observada
é do componente CUSD, referente à variação do custo regulatório.
CDE Covid TUSD CDE Covid TUSD

RI 20,00% TFSEE RI 5,00% TFSEE
PERDAS NAO TECNICAS P&D PERDAS NAO TECNICAS 4,00% P&D
15,00% 3,00%
2,00%

PERDAS RB/ PERDAS D 10,00% ONS PERDAS RB/ PERDAS D ONS
1,00%
0,00%

PERDAS TECNICAS 5,00% CCC PERDAS TECNICAS CCC
(1,00%)
0,00% (2,00%)

OUTROS CDE OUTROS (3,00%) CDE
(5,00%) (4,00%)

| 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

P. 19 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
CDE Covid TUSD
RI 30,00% TFSEE

PERDAS NAO TECNICAS 25,00% P&D
20,00%
PERDAS RB/ PERDAS D ONS
15,00%

PERDAS TECNICAS 10,00% CCC
5,00%
0,00%
OUTROS CDE
(5,00%)
SUBSIDIO PROINFA
DISTRIBUICAO TUSD RB
TUSDG-ONS TUSD FR
TUSDG-T CONEXAO T
CUSD CONEXAO D
Demanda
Gráfico 11 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A3a
Modalidade: Verde
SUBGRUPO A4
98. 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

RI 25,00% TFSEE RI 30,00% TFSEE
PERDAS NAO TECNICAS P&D PERDAS NAO TECNICAS 25,00% P&D
20,00%
20,00%

PERDAS RB/ PERDAS D 15,00% ONS PERDAS RB/ PERDAS D ONS
15,00%
10,00%

PERDAS TECNICAS CCC PERDAS TECNICAS 10,00% CCC
5,00%
5,00%
0,00% 0,00%

OUTROS CDE OUTROS CDE
(5,00%) (5,00%)

| 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
CDE Covid TUSD
RI 5,00% TFSEE

PERDAS NAO TECNICAS 4,00% P&D
3,00%
2,00%
PERDAS RB/ PERDAS D ONS
1,00%
0,00%
PERDAS TECNICAS CCC
(1,00%)
(2,00%)

OUTROS (3,00%) CDE
(4,00%)
SUBSIDIO PROINFA
DISTRIBUICAO TUSD RB
TUSDG-ONS TUSD FR
TUSDG-T CONEXAO T
CUSD CONEXAO D
Energia
Gráfico 12 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A4
Modalidade: Azul

P. 20 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
CDE Covid TUSD CDE Covid TUSD

RI 20,00% TFSEE RI 5,00% TFSEE
PERDAS NAO TECNICAS P&D PERDAS NAO TECNICAS 4,00% P&D
15,00% 3,00%

PERDAS RB/ PERDAS D 10,00% ONS PERDAS RB/ PERDAS D 2,00% ONS
1,00%
0,00%

PERDAS TECNICAS 5,00% CCC PERDAS TECNICAS CCC
(1,00%)
(2,00%)
0,00%

OUTROS CDE OUTROS (3,00%) CDE
(5,00%) (4,00%)

| 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 30,00% TFSEE

PERDAS NAO TECNICAS 25,00% P&D
20,00%
PERDAS RB/ PERDAS D ONS
15,00%
10,00%
PERDAS TECNICAS CCC
5,00%
0,00%
OUTROS CDE
(5,00%)
SUBSIDIO PROINFA
DISTRIBUICAO TUSD RB
TUSDG-ONS TUSD FR
TUSDG-T CONEXAO T
CUSD CONEXAO D
Demanda
Gráfico 13 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A4
Modalidade: Verde
SUBGRUPO B1
99. Para o subgrupo B1, a variação relevante observada também é para a componente CUSD.
CDE Covid TUSD
RI 4,00% TFSEE

PERDAS NAO TECNICAS 3,00% P&D
2,00%
PERDAS RB/ PERDAS D ONS
1,00%
0,00%

PERDAS TECNICAS (1,00%) 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 14 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: B1
Modalidade: Convencional

P. 21 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
100. 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
101. Não existe mercado geração para o subgrupo A3.
102. Não existe mercado geração para o subgrupo A4.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
103. 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
104. A presente Nota Técnica, em complemento com as planilhas de cálculo, apresenta o processo de
construção da estrutura das tarifas da COCEL e a análise dos resultados. Tais documentos devem subsidiar a
proposta de Revisão Tarifária Periódica da distribuidora.
105. Os valores foram calculados utilizando dados enviados pela distribuidora e outros definidos no
processo de revisão tarifária.
106. Cabe destacar que, nos termos do Submódulo 7.1 do PRORET, a distribuidora solicitou flexibilização
dos parâmetros de RPFP para o subgrupo A4 e BT, que foi acatada. Para os demais itens, foi utilizada a estrutura
tarifária padrão estabelecida no PRORET.

P. 22 Nota Técnica nº 140/2021-SGT/ANEEL, de 21/06/2021.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
107. 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 COCEL.
ADRIANO ALMEIDA TRINDADE ROBSON KUHN YATSU
Analista Administrativo Especialista em Regulação
De acordo
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária - SGT