REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2104/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado da quarta revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Companhia Campolarguense de Energia - Cocel.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-06-30
Autor: ANEEL

Nota Técnica no 207/2016–SGT/ANEEL
Em 21 de junho de 2016
Processos nº 48500.000012/2016-03
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 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 Campolarguense de Energia - COCEL.
II - DOS FATOS
2. A presente Nota Técnica apresenta os cálculos da estrutura tarifária da COCEL a ser aplicada
em sua revisão tarifária.
3. 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 29/06/2016.
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.
48581.001964/2016-00

Fl. 2 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
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
017/20161, pela Nota Técnica nº 080/2016-SGT/ANEEL, para recebimento de contribuições com vistas ao
aprimoramento do cálculo.
8. As contribuições recebidas foram analisadas e constam da Nota Técnica nº 208/2016SGT/ANEEL, de 21 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
Custos regulatórios Nota Técnica nº 208/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016, que define o reposicionamento tarifário
Dados Físicos Ofício COCEL nº 18/2016, de 26 de janeiro de 2016
Curvas de carga e Ofício COCEL nº 18/2016, de 26 de janeiro de 2016
Fluxo de potência Ofício COCEL nº 58/2016, de 16 de maio de 2016
Custos unitários Ofício COCEL nº 18/2016, de 26 de janeiro de 2016
Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
Dados de perdas
Nota Técnica nº 0087/2016-SRD/ANEEL, de 10/06/2016 e Memorando 0225/2016Técnicas
SRD/ANEEL
10.
11. Os dados foram solicitados à distribuidora inicialmente pelo Ofício nº 516/2015SRD/SGT/ANEEL. Complementarmente foram encaminhados o Ofício nº 73/2016-SGT/ANEEL, solicitando
adequações nos arquivos.
1

Fl. 3 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
III – DA ANÁLISE
III.1 – RESULTADOS
CONSUMIDORES
12. 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 resultados3
demonstrados nos gráficos a seguir. A comparação é feita em relação ao último processo tarifário aprovado
pela Resolução Homologatória nº 1.898/2015.
0,00%
-5,00%
-10,00%
-15,00%
-20,00%
-25,00%
A3a A4 B1 B2 B3 B4 A B GLOBAL

Série1 -22,79% -22,24% -9,61% -5,28% -8,67% -4,37% -22,26% -8,90% -16,30%
0,00%
-5,00%
-10,00%
-15,00%
-20,00%
-25,00%
A3a A4 B1 B2 B3 B4 A B GLOBAL

Série1 -22,79% -22,24% -9,61% -5,28% -8,67% -4,37% -22,26% -8,90% -16,30%
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 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
10,00%
5,00%
0,00%
-5,00%
-10,00%
-15,00%
-20,00%
-25,00%
-30,00%
-35,00%

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

-31,48% -31,07% -31,07% 1,42% 6,30% 2,49% 7,32%
Gráfico 2 – Efeito Médio TUSD por modalidade e subgrupo (financeiro)
0,00%
-2,00%
-4,00%
-6,00%
-8,00%
-10,00%
-12,00%
-14,00%
-16,00%
-18,00%
-20,00%

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

-17,90% -17,96% -17,88% -17,96% -14,05% -17,13% -13,22%
Gráfico 3 – Efeito Médio TE por modalidade e subgrupo (financeiro)

Fl. 5 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
0,00%
-5,00%
-10,00%
-15,00%
-20,00%
-25,00%

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

-22,79% -22,11% -22,19% -9,61% -5,28% -8,67% -4,37%
Gráfico 4 – Efeito Médio por Modalidade e subgrupo, consumidor cativo (financeiro)
A Tabela 2 apresenta as tarifas, base financeira, e as relações entre as tarifas das modalidades
13.
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) 480,99 1212,59 490,92 341,92 152,10% 2,06% -28,91%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda 471,01

B2 (< 2,3 kV - Rural) 317,45 616,72 381,64 266,91 94,27% 20,22% -15,92%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes) 480,99 1035,75 426,96 426,96 115,34% -11,23% -11,23%
B4a (< 2,3 kV - IP) 264,54
III.2 - DADOS DE ENTRADA
14. 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
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

Fl. 6 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
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

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.
O detalhamento do cálculo dos custos médios está descrito nas Notas Técnicas nº 065/201416.
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.
17.
Tabela 4 – Custos Médios
Custo Médio
Agrupamento
R$/kW
AT-2 0,00
AT-3 0,00
MT 160,28
BT 279,91
* 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.

Fl. 7 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
Tabela 5 – Proporção de Fluxo Total4

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

MT 0,48 0,00 1,00
BT 0,48 0,00 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.
Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela distribuidora foram ajustadas ao
22.
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.
Os relatórios do aplicativo Cálculo das Tarifas de Referência – CTR utilizados no cálculo das Tarifas de Referência adotam como
4
terminologia do agrupamento MT (que agrega os subgrupos A4 e A3a) como A4, e do agrupamento BT (que agrega o Grupo B e o
subgrupo AS) como B.
5 Corresponde ao mercado do período de referência. O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de
12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão tarifária periódica.

Fl. 8 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
35,0 30,0
30,0
25,0
25,0
20,0
20,0
MW MW
15,0
15,0
10,0
10,0
5,0
5,0
- -
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
P P
Gráfico 5 – Consumidor-tipo MT – Agregado Gráfico 6 – Consumidor-tipo BT – Agregado
50
POSTO PONTA
AT-2 AT-3 MT BT
45
40
35
30
25
20
15
10
5
-
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 7 – 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;

Fl. 9 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
Horário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e

complementares àquelas definidas no horário de ponta.
25.
26. A COCEL informou que o horário de ponta praticado atualmente é o das 18h00 às 20h59 no
período fora do horário de verão, e das 19h00 às 21h59 para o horário de verão. Apesar de ter proposto na
abertura da Audiência Pública o horário de ponta das 20h00 às 22h59 para o horário de verão, a empresa
solicitou, posteriormente, manter o horário de ponta praticado atualmente no horário de verão, tendo em vista
que a contratação de uso dos sistemas de distribuição com a supridora se dá nessa mesma faixa de horário.
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
Grupo A

Período Posto Fora Ponta Posto Ponta
21h00 às 17h59 (dia
Fora do horário de verão 18h00 às 20h59
seguinte)
22h00 às 18h59 (dia
Horário de verão 19h00 às 21h59
seguinte)
Grupo B
Posto

Período Posto Fora Ponta Posto Ponta
Intermediário
22h00 às 16h59 (dia 17h00 às 17h59
Fora do horário de verão 18h00 às 20h59
seguinte) 21h00 às 21h59
23h00 às 17h59 (dia 18h00 às 18h59
Horário de verão 19h00 às 21h59
seguinte) 22h00 às 22h59
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

Fl. 10 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.

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 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.
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.
6 No cálculo da Estrutura Vertical das distribuidoras, a ANEEL utiliza o aplicativo CTR, versão 2.20.0.1.

Fl. 11 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
Tabela 8 – Estrutura Vertical

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

AT-2 0,00% 0,00%
AT-3 0,00% 0,00%
MT 25,56% 40,26%
BT 74,44% 59,74%
Variação da ESTRUTURA VERTICAL
AT-2 AT-3 MT BT
(último 0,00%
0,00%
EV%
IRT)

Vigente 40,26% 59,74%
atual)
0,00%
0,00%
EV%

(RTP 25,56% 74,44%
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.
Tabela 9 – Composição das TR da TUSD

Função/componente Definição Critério de rateio
Custo com o uso e a conexão às instalações da Rede
TUSD Fio A Responsabilidade de Custo
Básica, Rede Básica de Fronteira, e rede de distribuição
(R$/kW)
de outras distribuidoras

Fl. 12 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.

Função/componente Definição Critério de rateio
TUSD Fio B Remuneração dos ativos, quota de reintegração
Custo Marginal (R$/kW)
decorrente da depreciação, custos operacionais

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

TUSD – Perdas RB / Custo das perdas elétricas na Rede Básica devido às Perdas do Subgrupo
Distribuição perdas no sistema de distribuição Tarifário (R$/MWh)
TUSD – Encargos
Custos dos Encargos Setoriais (P&D_EE, TFSEE) Selo por subgrupo (R$/MWh)
(P&D_EE, TFSEE)
TUSD – Encargos
Custos dos Encargos Setoriais (ONS, CDE e PROINFA) Selo (R$/MWh)
(CDE, ONS, PROINFA)
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 de ponta. O mercado de referência de demanda para o agrupamento BT, Grupo B,
baseia-se nas tipologias ajustadas ao mercado faturado.
Na estrutura tarifária ordinária, a relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD
43.
FIO B de cada agrupamento tarifário é determinada de forma que seja mantida a atual relação ponta/fora de

Fl. 13 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
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. Porém, a COCEL
propôs alterar a RPFP da TUSD Fio B para a MT e para a modalidade tarifária horária branca. No caso da MT,
o valor proposto e aceito foi manter a relação atual, de 3,12, o que fez com que a relação ponta/fora da TUSD
Transporte aumentasse, passando de 2,86 (meta) para 2,87. Para a tarifa branca, os valores propostos e
aceitos, com exceção do subgrupo B2, estão no quadro abaixo:
Tabela 10: RPFP para a TUSD Fio B na Tarifa Branca
RPFP Fio B RINTFP Fio B
B1 20,00 5,00
B2 5,00 3,00
B3 5,00 1,00
A Tabela a seguir apresenta a relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD
44.
TRANSPORTE da COCEL.
Tabela 11 - Relação entre os postos tarifários
da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE
RPFP RINT-FP
Atual
Agrupamento RTP
(Último reajuste)
AT-2 - -
AT-3 - -
MT 2,86 2,87
AS - -

BT 5,00 5,00 3,00
c) Tarifas de Referência – Perdas Técnicas
45. 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$/MWh.
d) Tarifas de Referência – Encargos
46. Conforme definido no Submódulo 7.2 do PRORET, as Tarifas de Referência da TUSD
ENCARGOS, salvo TFSEE e P&D_EE, possuem valor unitário, em R$/MWh, em qualquer subgrupo e posto
tarifário, uma vez que o fator de ajuste no cálculo da tarifa de aplicação recupera os custos associados.

Fl. 14 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
47. Para TFSEE, as Tarifas de Referência, em R$/MWh, serão a relação entre a receita de cada
subgrupo tarifário do Grupo A e a do Grupo B – obtida pelo produto do componente TUSD FIO B base
econômica pelo Mercado de Referência – e o respectivo mercado de energia.
48. Para P&D_EE, as Tarifas de Referência serão obtidas, em R$/MWh, pela aplicação da alíquota
percentual de P&D_EE ao somatório dos componentes tarifários, base econômica, referentes à: TUSD FIO A,
TUSD FIO B, TUSD PERDAS, PROINFA, ONS e TFSEE.
e) Tarifas de Referência – Modalidades
49. As Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE, obtidas em R$/kW, foram utilizadas para o
cálculo da modalidade tarifária horária azul dos subgrupos do Grupo A. Para as demais modalidades dos
subgrupos do Grupo A e para o Grupo B devem ser realizados ajustes.
50. Para a modalidade horária verde, a Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE do posto ponta
é convertida para R$/MWh pelo Fator de Carga (FC) de cruzamento das retas tarifárias verde e azul.
51. O valor do fator de carga de cruzamento das retas tarifárias foi definido em 0,66, valor padrão
regulamentado no PRORET.
52. 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.
53. 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.
54. As Tarifas de Referência por subgrupo e modalidade tarifária estão detalhadas na planilha de
cálculo.
55. 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 12– Correlação entre agrupamento e Subgrupo
Subgrupo/Grupo Agrupamento
A2 AT-2
A3 AT-3
A3a MT
A4 MT
AS BT
B BT
Tabela 13 – Correlação entre Tarifas de Referência e Aplicação

Fl. 15 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
Modalidade Modalidade
(Tarifa de Referência) (Tarifa de Aplicação)
TLU tarifa de longa utilização na ponta Tarifa horária Azul
TCU tarifa de curta utilização na ponta Tarifa horária Verde
TCV tarifa convencional Tarifa convencional Monômia
TB Tarifa horária Branca
f) Tarifas de Referência – Modalidade Uso Distribuição
56. 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.
g) Tarifas de Referência – Modalidade Geração
57. Conforme define o Submódulo 7.4 do PRORET, as tarifas para as centrais geradoras serão
diferenciadas por subgrupo tarifário.
Para o subgrupo A2, as tarifas são definidas segundo a REN nº 349/2009, sendo uma tarifa
58.
locacional e nominal. No caso da COCEL, não existem centrais geradoras pertencentes a este subgrupo
tarifário.
Para o subgrupo A3, conforme PRORET 7.4, a tarifa vigente deve ser atualizada pelo IGP-M.
59.
60. 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
61. A Tarifa de Referência para o componente TE - Energia é definida conforme tabela abaixo.
Tabela 14 – 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
62. 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.
63. Por fim, ressalta-se que todas as Tarifas de Referência constam nas guias "TR TUSD" e "TR
TE" da planilha PCAT.

Fl. 16 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA
64. O mercado de referência compreende os montantes de energia elétrica, de demanda de
potência e de uso do sistema de distribuição faturados no período de referência7 a outras concessionárias e
permissionárias de distribuição, consumidores, autoprodutores e centrais geradoras que façam uso do mesmo
ponto de conexão para importar ou injetar energia elétrica, bem como pelos montantes de demanda de potência
contratada pelos demais geradores para uso do sistema de distribuição. O mercado é discriminado segundo os
critérios de definição das tarifas: subgrupos, modalidades, classes, subclasses tarifárias e acessantes
específicos.
III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO
65. 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.
66. 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.
67. As tarifas obtidas são chamadas Tarifas Base Econômica, pois recuperam os custos
econômicos regulatórios da distribuidora.
68. 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.
69. 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
70. 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).
71. Há que ressaltar o tratamento diferenciado dado a TUSD à perda não técnica. Como definido
no Submódulo 7.3 do PRORET, deve-se distribuir o custo proporcionalmente à distribuição de receita referente
7 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da
revisão tarifária periódica.

Fl. 17 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
à TUSD, excluindo o componente perdas não-técnicas. Com base neste custo, o valor do componente TUSD
Perdas Não-Técnica é calculado na forma de um selo em R$/MWh por nível de tensão.
ii. Cálculo da TUSD e TE Base financeira
Por fim, a Tarifa base financeira corresponde ao produto da Tarifa base econômica por um
72.
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.
73. Ressalta-se que os financeiros, em termos de construção de tarifas, são alocados de acordo
com a natureza dos custos. Assim, dada a forma como é apurado o financeiro, aplicou-se a regra vigente de
segregá-los em uma parcela TUSD e outra TE. Deve observar que as centrais geradoras do subgrupo A2 que
tiveram tarifa estabilizada por serem vendedoras no leilão de energia nova não terão suas tarifas financeiras.
III.7 - FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA
74. 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 na RPFP da TUSD Fio B de consumidores com redes exclusivas e
compartilhadas no MT e da Tarifa Branca e também foi solicitada proposta de tarifa diferenciada para
consumidores MT em redes exclusivas.
75. Quanto aos consumidores com rede exclusiva, solicitou-se uma aplicação de RPFP na TUSD
Fio B de 1 e que a TUSD Transporte repassasse apenas o sinal de CUSD. Conforme já destacado na proposta
para Audiência Pública, tal requisição necessita de maior aprofundamento a respeito de seus impactos, como
por exemplo, questões de isonomia aventadas pela Resolução Normativa nº 414/2010. Esse item pode ser
abarcado na Agenda Regulatória 2015/2016, em seu item 30, "Aprimorar as modalidades tarifárias aplicadas
ao Grupo A". Assim, recusasse- a proposta, pois relações ponta/fora ponta para uma mesma modalidade em
um respectivo subgrupo, implica, de fato, na criação de nova modalidade tarifária, não plausível de flexibilização
conforme o submódulo 7.1 do PRORET.
76. Quanto ao sinal de RPFP de TUSD Fio B para consumidores em MT, acatou-se a manutenção
do valor de 3,12.
77. Também foi acatada a proposta de RPFP na TUSD Fio B da Tarifa Branca para o B1 e B3.
78. A empresa sugeriu também que a tarifa branca tenha aplicação compulsória. Porém, isso nãoé
passível de flexibilização e sua aplicação permanece optativa.
III.8 – TARIFAS ESPECÍFICAS
i. Centrais geradoras do subgrupo A2

Fl. 18 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
79. Como foi citado, 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.
ii. Unidades consumidoras do subgrupo A1
80. A COCEL, não atende nenhuma unidade consumidora neste subgrupo.
III.9 - ENCARGO DE CONEXÃO DE ACESSANTES
81. 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
82. 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.
83. 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 15 – Subsídio tarifário cobertos pela CDE
DESCONTO PREVISÃO (anual)
R$
Subsídio Carga Fonte Incentivada R$ 0,00
Subsídio Geração Fonte Incentivada R$ 0,00
Subsídio Distribuição R$ 0,00
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento R$ 389.536,43
Subsídio Rural R$ 1.152.961,28
Subsídio Irrigante/Aquicultor R$ 0,00
Subsídio Baixa Renda R$ 648.490,94
III.11 – TRANSIÇÕES
84. No caso da COCEL, o subgrupo B2 rural ainda encontra-se em transição na construção das
tarifas, apresentando o desconto de 34% em relação ao B1 residencial, quando o valor final é de 30%.

Fl. 19 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
III.12 – IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES
85. 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
86. Observa-se que a variação da TE é similar para os diferentes subgrupos. Os principais
impactos são devidos a compra de energia e ao ajuste financeiro decorrente da REN 243/2006.
87. Para melhor observação e avaliação qualitativa, abaixo há um gráfico tipo radar que distribui o
efeito médio de 17,68% pelos diferentes custos regulatórios.
P&D
10,00%
5,00%
PERDAS RB/C ESS/ERR
0,00%
(5,00%)
(10,00%)
(15,00%)
SUBSIDIO CFURH
(20,00%)
(25,00%)
(30,00%)
TUST CI CDE ENERGIA
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
88. 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.
89. No gráfico a seguir, analisando toda a receita recuperada pela TUSD, observa-se que a
variação mais significativa é no componente CDE Uso.

Fl. 20 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
RGR
PERDAS NAO TECNICAS 4,00% TFSEE

PERDAS RB/ PERDAS D 2,00% P&D
0,00%
(2,00%)
PERDAS TECNICAS ONS
(4,00%)
(6,00%)
OUTROS CCC
(8,00%)
(10,00%)

SUBSIDIO (12,00%) CDE
(14,00%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T
Gráfico 10 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: todos (média)
Modalidade: todos (média)8
SUBGRUPO A3a
90. A seguir tem-se o resultado para a modalidade verde, subgrupo A3a. As variações relevantes
observadas são para os componentes CDE, referente à variação do custo regulatório e Fio B e CUSD, reflexo
principalmente da nova estrutura tarifária.
RGR RGR

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

PERDAS TECNICAS ONS PERDAS TECNICAS (2,00%) ONS
(2,00%) (4,00%)
(6,00%)

OUTROS (3,00%) CCC OUTROS CCC
(4,00%) (8,00%)
(10,00%)
(5,00%)

SUBSIDIO CDE SUBSIDIO (12,00%) CDE
(6,00%) (14,00%)

| DISTRIBUICAO | PROINFA | DISTRIBUICAO | PROINFA |
| --- | --- | --- | --- |
| TUSDG-ONS | LIMINAR 1 | TUSDG-ONS | LIMINAR 1 |
| TUSDG-T | TUSD RB | TUSDG-T | TUSD RB |
| CUSD | TUSD FR | CUSD | TUSD FR |
| CONEXAO D | CONEXAO T | CONEXAO D | CONEXAO T |

Energia Ponta Energia Fora Ponta

Fl. 21 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
RGR
PERDAS NAO TECNICAS 1,00% TFSEE

PERDAS RB/ PERDAS D 0,00% P&D
(1,00%)
(2,00%)

PERDAS TECNICAS (3,00%) ONS
(4,00%)
(5,00%)
OUTROS CCC
(6,00%)
(7,00%)
(8,00%)

SUBSIDIO (9,00%) CDE
(10,00%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T
Demanda
Gráfico 11 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A3a
Modalidade: Verde
SUBGRUPO A4
91. A seguir, o resultado para as modalidades azul e verde, subgrupo A4. As mesmas
considerações feitas para o A3a são feitas para o A4.
RGR RGR

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

PERDAS TECNICAS (1,50%) ONS PERDAS TECNICAS ONS
(2,00%) (0,60%)
(2,50%) (0,80%)

OUTROS CCC OUTROS (1,00%) CCC
(3,00%) (1,20%)
(3,50%)
(4,00%) (1,40%)

SUBSIDIO (4,50%) CDE SUBSIDIO (1,60%) CDE
(5,00%) (1,80%)

| DISTRIBUICAO | PROINFA | DISTRIBUICAO | PROINFA |
| --- | --- | --- | --- |
| TUSDG-ONS | LIMINAR 1 | TUSDG-ONS | LIMINAR 1 |
| TUSDG-T | TUSD RB | TUSDG-T | TUSD RB |
| CUSD | TUSD FR | CUSD | TUSD FR |
| CONEXAO D | CONEXAO T | CONEXAO D | CONEXAO T |

Demanda Ponta Demanda Fora Ponta
RGR
PERDAS NAO TECNICAS 2,00% TFSEE
1,00%
PERDAS RB/ PERDAS D P&D
0,00%
(1,00%)

PERDAS TECNICAS (2,00%) ONS
(3,00%)

OUTROS (4,00%) CCC
(5,00%)
(6,00%)

SUBSIDIO (7,00%) CDE
(8,00%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T
Energia
Gráfico 12 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário

Fl. 22 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
Tarifa: TUSD Subgrupo: A4
Modalidade: Azul
RGR RGR

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

PERDAS TECNICAS ONS PERDAS TECNICAS (1,00%) ONS
(1,00%) (2,00%)

OUTROS (1,50%) CCC OUTROS (3,00%) CCC
(4,00%)
(2,00%) (5,00%)
(2,50%)

SUBSIDIO CDE SUBSIDIO (6,00%) CDE
(3,00%) (7,00%)

| DISTRIBUICAO | PROINFA | DISTRIBUICAO | PROINFA |
| --- | --- | --- | --- |
| TUSDG-ONS | LIMINAR 1 | TUSDG-ONS | LIMINAR 1 |
| TUSDG-T | TUSD RB | TUSDG-T | TUSD RB |
| CUSD | TUSD FR | CUSD | TUSD FR |
| CONEXAO D | CONEXAO T | CONEXAO D | CONEXAO T |

Energia Ponta Energia Fora Ponta
RGR
PERDAS NAO TECNICAS 0,50% TFSEE

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

PERDAS TECNICAS (1,00%) ONS
(1,50%)

OUTROS (2,00%) CCC
(2,50%)
(3,00%)
SUBSIDIO CDE
(3,50%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T
Demanda
Gráfico 13 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A4
Modalidade: Verde
92. Para a modalidade convencional dos subgrupos A3a e A4 não foi feita análise em função de
sua extinção a partir desse processo tarifário.
SUBGRUPO B1
93. Para o subgrupo B1, as variações relevantes observadas são para os componentes CDE,
referente à variação do custo regulatório e Fio B e CUSD, reflexo principalmente da nova estrutura tarifária

Fl. 23 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
RGR
PERDAS NAO TECNICAS 15,00% TFSEE
PERDAS RB/ PERDAS D P&D
10,00%

PERDAS TECNICAS 5,00% ONS
OUTROS 0,00% CCC
(5,00%)
SUBSIDIO CDE
(10,00%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T
Gráfico 14 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: B1
Modalidade: Convencional
94. 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
95. Não existe mercado geração nos subgrupos tarifários da COCEL.
I. IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
96. São fundamentos legais e infra legais:
Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, art. 15, § 6º;

 Lei nº 9427, de 26 de dezembro de 1996, art. 3º com redação pela Lei nº 10.848 de 15 de março de
2004;
 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.

II. V - DA CONCLUSÃO
97. 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.

Fl. 24 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016.
98. Os valores foram calculados utilizando dados enviados pela distribuidora e outros definidos no
processo de revisão tarifária até o momento.
99. Cabe destacar que, nos termos do Submódulo 7.1 do PRORET, a distribuidora solicitou
flexibilização dos parâmetros de RPFP da TUSD Fio B para MT e Tarifa Branca.
III. VI - DA RECOMENDAÇÃO
100. Recomenda-se a submissão desta Nota Técnica à Diretoria colegiada da ANEEL para subsidiar
a homologação da Revisão Tarifária Periódica de 2016 da COCEL.
FLÁVIA LIS PEDERNEIRAS ROBSON KUHN YATSU
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária - SGT