REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2118/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado da sétima revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Espírito Santo Centrais Elétricas S.A - Escelsa.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-08-05
Autor: ANEEL

Nota Técnica no 254/2016–SGT/ANEEL
Em 08 de agosto de 2016.
Processos nº 48500.000032/2016-76
Assunto: Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema
de Distribuição – TUSD – e de Tarifa de Energia
– TE – da ESCELSA – Espírito Santo Centrais
Elétricas S/A. relativas à revisão tarifária
periódica de 2016 – Versão Final.
I - DO OBJETIVO
1. Apresentar o cálculo das Tarifas de Referência e Aplicação da TUSD e TE, relativas à
revisão tarifária periódica de 2016 da Espírito Santo Centrais Elétricas S/A. - ESCELSA.
II - DOS FATOS
2. A presente Nota Técnica apresenta os cálculos da estrutura tarifária da ESCELSA a ser
aplicada em sua revisão tarifária.
3. O Contrato de Concessão nº 1/1995, concede a exploração dos serviços públicos de
distribuição de energia elétrica para a ESCELSA e estabelece o ciclo tarifário da distribuidora, com a quarta
revisão tarifária periódica definida para 07/08/2016.
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.
48581.002408/2016-00

Fl. 2 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
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
028/20161, pela Nota Técnica nº 148/2016-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 238/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho 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 – SAMP
Mercado
Carta ESCELSA CT-PRD – 14/16, de 19 de fevereiro de 2016
Custos regulatórios Nota Técnica nº 243/2016-SGT/ANEEL, de 26/07/2016, que define o reposicionamento tarifário
Dados Físicos Carta ESCELSA CT-PRD – 14/16, de 19 de fevereiro de 2016
Curvas de carga e
Carta ESCELSA CT-PRD – 14/16, de 19 de fevereiro de 2016
Fluxo de potência
Custos unitários Carta ESCELSA CT-PRD – 39/16, de 23 de junho de 2016
Dados de perdas Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
Técnicas Nota Técnica nº 104/2016-SRD/ANEEL e Memorando nº 281/2016-SRD/ANEEL
10. Os dados foram solicitados à distribuidora inicialmente pelo Ofício nº 0591/2015SRD/SGT/ANEEL, de 1º de dezembro de 2015. Complementarmente foi encaminhado o nº 89/2016SGT/ANEEL, de 9 de junho de 2016.

1 no link Informações Técnicas Audiências/Consultas

Fl. 3 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
III – DA ANÁLISE
III.1 – RESULTADOS
CONSUMIDORES
11. O resultado da revisão tarifária da ESCELSA 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 1.928/2015.
5,00%
0,00%
-5,00%
-10,00%
-15,00%
-20,00%
A2 A3 A3a A4 B1 B2 B3 B4 A B GLOBAL

Série1 -15,92% -2,63% 1,71% -2,19% -2,14% 3,45% -0,08% 3,57% -6,18% -0,67% -2,80%
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 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
20,00%
15,00%
10,00%
5,00%
0,00%
-5,00%
-10,00%
-15,00%
-20,00%

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

-17,87% -2,79% 5,17% 15,20% -1,68% 0,18% 0,58% 6,39% 2,76% 6,52%
Gráfico 2 – Efeito Médio TUSD por modalidade e subgrupo (financeiro)
2,00%
1,00%
0,00%
-1,00%
-2,00%
-3,00%
-4,00%
-5,00%

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

-4,71% -4,53% -4,43% -4,59% -4,62% -4,27% -4,57% 0,81% -2,63% 0,93%
Gráfico 3 – Efeito Médio TE por modalidade e subgrupo (financeiro)

Fl. 5 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
10,00%
5,00%
0,00%
-5,00%
-10,00%
-15,00%
-20,00%

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

-17,12% -3,73% 0,44% 5,02% -2,82% -2,27% -2,14% 3,45% -0,08% 3,57%
Gráfico 4 – Efeito Médio por Modalidade e subgrupo, consumidor cativo (financeiro)
DEMAIS ACESSANTES
O gráfico a seguir apresenta o efeito médio da TUSD para os demais acessantes: Geração e
12.
Distribuição por subgrupo tarifário.
50,00%
40,00%
30,00%
20,00%
10,00%
0,00%
-10,00%
-20,00%
-30,00%
A2 A3 A3a A4 A2 A3 A4

Ger Ger Ger Ger Dist Dist Dist
-14,78% 8,46% 38,11% 38,11% -13,78% -5,27% -17,74%
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 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
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) 454,87 823,97 549,20 389,91 81,14% 20,74% -14,28%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda 443,94

B2 (< 2,3 kV - Rural) 297,95 544,12 362,37 256,27 82,62% 21,62% -13,99%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes) 454,87 877,96 581,59 400,70 93,01% 27,86% -11,91%
B4a (< 2,3 kV - IP) 250,18
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 meses
SAMP
(Demanda e Energia) anteriores)
Mercado
12 meses conforme orientação
Distribuidora Medido (Energia)
da ANEEL
Cálculo reposicionamento Discriminada por
Custos regulatórios
tarifário componente tarifário
Dados Físicos

Distribuidora Quantidade por módulo Conforme orientação da ANEEL
Custos unitários

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

Dados de perdas ANEEL/SRD (cálculo 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 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na Tabela 4.
17.
Tabela 4 – Custos Médios
Custo Médio
Agrupamento
R$/kW
AT-2 99,36
AT-3 165,28
MT 362,77
BT 274,87
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.
A Tabela a seguir apresenta os valores apurados de proporção de fluxo total (proporção de
19.
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 0,99 1,00

MT 0,99 0,21 1,00
BT 0,99 0,21 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 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
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.
420,0 16,0
410,0 14,0
400,0 12,0
390,0 10,0
380,0
MW MW 8,0
370,0
6,0
360,0
350,0 4,0
340,0 2,0
330,0 -
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 AT-3 – Agregado
400,0 900,0
350,0 800,0
700,0
300,0
600,0
250,0
MW MW 500,0
200,0
400,0
150,0
300,0
100,0 200,0
50,0 100,0
- -
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Posto Tarifário Posto Tarifário
Gráfico 8 – Consumidor-tipo MT – Agregado Gráfico 9 – Consumidor-tipo BT – Agregado
1.600
POSTO PONTA
AT-2 AT-3 MT BT
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
-
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
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 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
Gráfico 10 – 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 ESCELSA 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. 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
Grupo A

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

Período Posto Fora Ponta Posto Intermediário Posto Ponta
17h00 às 17h59

Fora do horário de verão 22h00 às 16h59 (dia seguinte) 18h00 às 20h59
21h00 às 21h59
18h00 às 18h59

Horário de verão 23h00 às 17h59 (dia seguinte) 19h00 às 21h59
22h00 às 22h59

Fl. 10 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
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 0,0181

AT-3 0,0215 0,0025
MT 0,0374 0,0199 0,0163
BT 0,0570 0,0391 0,0354 0,0041
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 TUSDFIO 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
6 No cálculo da Estrutura Vertical das distribuidoras, a ANEEL utiliza o aplicativo CTR, versão 2.20.0.1.

Fl. 11 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
das tipologias de cargas, redes e injeções, do fator de perdas de potência e do fator de coincidência dos
consumidores-tipo nas pontas das redes-tipo.
Tabela 8 – Estrutura Vertical

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

AT-2 6,39% 10,43%
AT-3 0,63% 0,51%
MT 26,62% 26,06%
BT 66,36% 63,01%
Variação da ESTRUTURA VERTICAL
AT-2 AT-3 MT BT
(último
10,43%
0,51%
EV% IRT)
26,06% 63,01%
Vigente
6,39%
(RTP
0,63%
EV% atual)
26,62% 66,36%
Nova

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Gráfico 11 – 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
TUSD Fio A Custo com o uso e a conexão às instalações da Rede Responsabilidade de Custo

Fl. 12 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.

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

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

TUSD – Perdas RB / Custo das perdas elétricas na Rede Básica devido às Perdas do Subgrupo
Distribuição perdas no sistema de distribuição Tarifário (R$/MWh)
TUSD – Encargos
Custos dos Encargos Setoriais (P&D_EE, TFSEE) Selo por subgrupo (R$/MWh)
(P&D_EE, TFSEE)
TUSD – Encargos
Custos dos Encargos Setoriais (ONS, CDE e PROINFA) Selo (R$/MWh)
(CDE, ONS, PROINFA)
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.

Fl. 13 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
A relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD FIO B de cada agrupamento
43.
tarifário é determinada de forma que seja mantida a atual relação ponta/fora de ponta da Tarifa de Referência
TUSD TRANSPORTE (FIO A + FIO B). Em alguns casos essa relação pode ser alterada caso não seja
garantida a relação máxima de 10 vezes para o componente FIO B. No caso da ESCELSA, a atual relação
ponta/fora de ponta não foi mantida no agrupamento AT-2.
44. A Tabela a seguir apresenta a relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD
TRANSPORTE da ESCELSA.
Tabela 10 - Relação entre os postos tarifários
da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE
RPFP RINT-FP
Atual
Agrupamento RTP
(Último reajuste)
AT-2 4,06 3,31
AT-3 3,57 3,55
MT 2,96 2,95
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.
47. Para TFSEE, as Tarifas de Referência, em R$/MWh, serão a relação entre a receita de cada
subgrupo tarifário do Grupo A e a do Grupo B – obtida pelo produto do componente TUSD FIO B base
econômica pelo Mercado de Referência – e o respectivo mercado de energia.
Para P&D_EE, as Tarifas de Referência serão obtidas, em R$/MWh, pela aplicação da
48.
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.

Fl. 14 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
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 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
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

Fl. 15 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
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.
g) Tarifas de Referência – Modalidade Geração
Conforme define o Submódulo 7.4 do PRORET, as tarifas para as centrais geradoras serão
57.
diferenciadas por subgrupo tarifário.
58. Para o subgrupo A2, as tarifas são definidas segundo a REN nº 349/2009, sendo uma tarifa
locacional e nominal. As tarifas de referência estão definidas na REH nº 2.100 de 28 de junho de 2016.
59. Para o subgrupo A3, conforme PRORET 7.4, a tarifa vigente deve ser atualizada pelo IGP-M.
60. O PRORET 7.4 define metodologia específica para definição da TUSDg dos subgrupos A3a e
A4 e Grupo B.
III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA – TE
61. 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
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.
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
7 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da
revisão tarifária periódica.

Fl. 16 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
discriminado segundo os critérios de definição das tarifas: subgrupos, modalidades, classes, subclasses
tarifárias e acessantes específicos.
III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO
O processo de construção das tarifas finais é composto de 3 etapas: construção das Tarifas
65.
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 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
72. 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.
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

Fl. 17 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
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
O Submódulo 7.1 do PRORET estabelece alguns parâmetros de flexibilização da estrutura
74.
tarifária que podem ser alterados com base em estudo fundamentado por parte da distribuidora. No caso da
ESCELSA, conforme contribuição recebida na AP nº 028/2016, alterou-se o carregamento dos trafos A2/A3 e
das redes de 69 kV de modo a determinar o custo médio do subgrupo A3 mais próximo do carregamento
ótimo do sistema.
III.8 – TARIFAS ESPECÍFICAS
i. Centrais geradoras do subgrupo A2
75. Como foi citado, as tarifas são definidas segundo a REN nº 349/2009, sendo uma tarifa
locacional e nominal. As tarifas de referência estão definidas na REH nº 2.100 de 28 de junho de 2016.
ii. Unidades consumidoras do subgrupo A1
76. A ESCELSA, não atende nenhuma unidade consumidora neste subgrupo.
III.9 - ENCARGO DE CONEXÃO DE ACESSANTES
77. Não existe, como base na regulamentação vigente, nenhum acessante que deva pagar
encargo de conexão de instalações específicas utilizadas na conexão, calculado pela ANEEL nos termos do
Submódulo 6.3 do PRORET.
III.10 – DESCONTOS TARIFÁRIOS
78. Parte da receita não será recuperada pelas tarifas, mas coberta por meio de repasses da
CDE. Assim, os descontos tarifários previstos no Decreto nº 7.891/2013 e a redução tarifária da subclasse
residencial 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.
79. 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.

Fl. 18 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
Tabela 14 – Subsídio tarifário cobertos pela CDE
DESCONTO PREVISÃO (anual)
R$
Subsídio Carga Fonte Incentivada R$ 30.986.208,07
Subsídio Geração Fonte Incentivada R$ 3.900.240,54
Subsídio Distribuição R$ 4.718.696,21
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento R$ 11.783.112,32
Subsídio Rural R$ 109.441.227,21
Subsídio Irrigante/Aquicultor R$ 48.225.654,04
Subsídio Baixa Renda R$ 27.680.554,07
III.11 – TRANSIÇÕES
80. No caso da ESCELSA foi aplicada nenhuma transição na construção das tarifas de geração
para os subgrupos A3a e A4, de modo a minorar o impacto da implantação da nova metodologia de
determinação das tarifas desses acessantes.
III.12 – IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES
81. O item III.1 apresenta os resultados discriminados por modalidades, subgrupos e para a
TUSD e a TE. A seguir, serão avaliados os resultados observando a decomposição da variação dos
componentes tarifários.
i. TARIFA DE ENERGIA – TE
82. Observa-se que a variação da TE é similar para os diferentes subgrupos. O principal impacto
é a diminuição do custo médio de aquisição de energia para revenda.
83. Para melhor observação e avaliação qualitativa, abaixo há um gráfico tipo radar que distribui
o efeito médio de 13,86% pelos diferentes custos regulatórios.

Fl. 19 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
Gráfico 12 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TE Subgrupo: todos (média)
Modalidade: todas (média)
ii. TARIFA DE USO – TUSD
84. A análise da TUSD é mais complexa. Primeiro porque envolve duas variáveis de faturamento
de natureza distinta, potência e energia, resultando em maior diversidade de perfis de contratação e uso.
Segundo porque os coeficientes utilizados no cálculo apresentam variabilidade maior e também número de
possibilidades tarifárias mais amplo, o que conduz a uma dispersão elevada dos resultados, em relação ao
observado na TE. Assim, a análise será feita por modalidade e subgrupo tarifário.
85. No gráfico a seguir, analisando toda a receita recuperada pela TUSD, observa-se que as
variações mais significativas são nos componentes CDE e Parcela B (Distribuição).

Fl. 20 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
RGR
PERDAS NAO TECNICAS 6,00% TFSEE

PERDAS RB/ PERDAS D 4,00% P&D
2,00%

PERDAS TECNICAS 0,00% ONS
(2,00%)

OUTROS (4,00%) CCC
(6,00%)
(8,00%)
SUBSIDIO CDE
(10,00%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T
Gráfico 13 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: todos (média)
Modalidade: todos (média)8
SUBGRUPO A2
86. Para a modalidade azul, subgrupo A2, as variações relevantes observadas são para os
componentes: CDE, devido a variação do custo regulatório, e Fio B, referente à nova estrutura tarifária
(alocação de custos).
RGR RGR

PERDAS NAO TECNICAS 1,00% TFSEE PERDAS NAO TECNICAS 0,20% TFSEE
0,00% 0,00%

PERDAS RB/ PERDAS D P&D PERDAS RB/ PERDAS D P&D
(1,00%) (0,20%)

PERDAS TECNICAS (2,00%) ONS PERDAS TECNICAS ONS
(3,00%) (0,40%)
(0,60%)
(4,00%)

OUTROS (5,00%) CCC OUTROS (0,80%) CCC
(1,00%)
(6,00%)
(7,00%) (1,20%)

SUBSIDIO CDE SUBSIDIO CDE
(8,00%) (1,40%)

| 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
8 Para maiores informações a respeito do componente tarifário LIMINAR 1, consultar a Nota Técnica que define o reposicionamento
tarifário da distribuidora. (CASOS DE MERCADO ABRACE)

Fl. 21 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
RGR
PERDAS NAO TECNICAS 4,00% TFSEE

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

OUTROS (6,00%) CCC
(8,00%)
(10,00%)
SUBSIDIO CDE
(12,00%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T
Energia
Gráfico 14 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A2
Modalidade: Azul
SUBGRUPO A3
87. Para a modalidade azul, subgrupo A3, as variações relevantes observadas são para os
componentes: CDE, devido a variação do custo regulatório, Fio B, referente à nova estrutura tarifária
(alocação de custos) e Fio A (TUST-RB).
RGR RGR

PERDAS NAO TECNICAS 3,50% TFSEE PERDAS NAO TECNICAS 1,20% TFSEE
PERDAS RB/ PERDAS D 3,00% P&D PERDAS RB/ PERDAS D 1,00% P&D
2,50%

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

OUTROS CCC OUTROS 0,40% CCC
1,00%
0,20%
0,50%

SUBSIDIO CDE SUBSIDIO CDE
0,00% 0,00%

| 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 |

Demanda Ponta Demanda Fora Ponta

Fl. 22 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
RGR
PERDAS NAO TECNICAS 3,00% TFSEE

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

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

OUTROS (3,00%) CCC
(4,00%)
(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 15 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A3
Modalidade: Azul
SUBGRUPO A3a
88. A seguir tem-se o resultado para as modalidades azul e verde, subgrupo A3a. As variações
relevantes observadas são para os componentes CDE, referente à variação do custo regulatório e Fio B,
reflexo principalmente da nova estrutura tarifária. Ademais, finalizou-se a transição das tarifas entre A3a e A4,
igualando as tarifas dos subgrupos.
Demanda Ponta Demanda Fora Ponta

Fl. 23 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
Energia
Gráfico 16 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A3a
Modalidade: Azul
RGR
PERDAS NAO TECNICAS 0,60% TFSEE

PERDAS RB/ PERDAS D 0,40% P&D
0,20%
0,00%
PERDAS TECNICAS ONS
(0,20%)
(0,40%)

OUTROS (0,60%) CCC
(0,80%)
(1,00%)

SUBSIDIO (1,20%) CDE
(1,40%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T
Energia Ponta Energia Fora Ponta
Demanda
Gráfico 17 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A3a
Modalidade: Verde
SUBGRUPO A4

Fl. 24 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
A seguir, o resultado para as modalidades azul e verde, subgrupo A4. As mesmas
89.
considerações feitas para o A3a são feitas para o A4. Ressalta-se que os efeitos são minorados no subgrupo
A4, devido á transição do subgrupo A3a.
RGR
PERDAS NAO TECNICAS 0,25% TFSEE
PERDAS RB/ PERDAS D P&D
0,20%

PERDAS TECNICAS 0,15% ONS
OUTROS 0,10% CCC
0,05%
SUBSIDIO CDE
0,00%
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T
Demanda Ponta Demanda Fora Ponta
Energia
Gráfico 18 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A4
Modalidade: Azul

Fl. 25 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
RGR
PERDAS NAO TECNICAS 3,00% TFSEE

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

PERDAS TECNICAS (1,00%) ONS
(2,00%)
(3,00%)
OUTROS CCC
(4,00%)
(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 Ponta Energia Fora Ponta
RGR
PERDAS NAO TECNICAS 3,00% TFSEE

PERDAS RB/ PERDAS D 2,50% P&D
2,00%
PERDAS TECNICAS ONS
1,50%
OUTROS CCC
1,00%
0,50%
SUBSIDIO CDE
0,00%
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T
Demanda
Gráfico 19 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A4
Modalidade: Verde
90. 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
91. Para o subgrupo B1, as variações relevantes observadas são na componente CDE, devido à
variação de custo regulatório, e para a componente Fio B, reflexo da nova estrutura tarifária. Ressalta-se que
na componente Fio B há um movimento de aumento da receita recuperada pelo Grupo B, e em contrapartida,
uma diminuição da receita recuperada pelo Grupo A (Gráfico 11 – Estrutura Vertical).

Fl. 26 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
Gráfico 20 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: B1
Modalidade: Convencional
92. 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
93. O impacto tarifário foi devido ao recálculo do sinal locacional, nos termos da REN nº
349/2009. Desta forma, no recálculo das tarifas de referência, a variação percebida pela central geradora
pode ser negativa ou positiva, de acordo com a variação do sinal locacional que recebe influência: da
configuração da Rede Unificada - RU; da entrada de novos ativos e de novas centrais geradoras; da variação
da receita de referência da RU; e da alteração da carga conforme o MUST contratado pela distribuidora. Nos
reajustes tarifários posteriores, a variação se dará pelo valor do IGP-M e do Fator X da distribuidora.
94. O impacto para o subgrupo A3 se limita a variação do IGP-M.
95. O impacto para o subgrupo A4 foi devido a alteração metodológica, com a definição de uma
tarifa de referência nos termos do PRORET. Conforme relatado no item III.11, para essa modalidade e
subgrupo fez-se transição da estrutura tarifária.
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;


Fl. 27 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016.
 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
97. A presente Nota Técnica, em complemento com as planilhas de cálculo, apresenta o
processo de construção da estrutura das tarifas da ESCELSA e a análise dos resultados. Tais documentos
devem subsidiar a proposta submetida em Audiência Pública para o recebimento de contribuições dos
agentes interessados e da sociedade.
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 carregamento das redes e transformadores do nível A3. Para os demais
itens, foi utilizada a estrutura tarifária padrão estabelecida no PRORET.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
100. Recomenda-se a submissão desta Nota Técnica à Diretoria colegiada da ANEEL para
subsidiar a aprovação da Revisão Tarifária Periódica de 2016 da ESCELSA.
DIEGO LUIS BRANCHER ROBSON KUHN YATSU
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária - SGT