REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2930/2021
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado da revisão tarifária periódica, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, referentes à Empresa Força e Luz Urussanga Ltda - Eflul.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-08-27
Autor: ANEEL

Nota Técnica no 109/2021–SGT/ANEEL
Em 28 de maio de 2021.
Processos nº 48500.004632/2020-90
Assunto: Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de
Distribuição – TUSD – e de Tarifa de Energia – TE – da
EFLUL − Empresa Força e Luz Urussanga Ltda
relativas à revisão tarifária periódica de 2021 – Versão
Consulta Pública.
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 Empresa Força e Luz Urussanga Ltda - EFLUL.
II - DOS FATOS
2. O Contrato de Concessão nº 25/1999, concede a exploração dos serviços públicos de distribuição de
energia elétrica para a EFLUL e estabelece o ciclo tarifário da distribuidora, com a quinta revisão tarifária periódica
definida para 29/08/2021.
3. Na revisão tarifária são revistos os custos para prestação do serviço de distribuição de energia.
Também é estabelecida a nova estrutura das tarifas a serem praticadas pela distribuidora. Define-se assim novas
tarifas de referência, novas relações e sinais entre as diversas tarifas que compõem os subgrupos e suas modalidades
tarifárias.
4. As metodologias e procedimentos aplicáveis ao processo de revisão tarifária são definidas nos
Procedimentos de Revisão Tarifária – PRORET, sendo os principais:
I. Módulo 2: cálculo do reposicionamento tarifário;
II. Módulo 7: cálculo da estrutura tarifária (construção das tarifas);
III. Submódulo 6.3: cálculo dos encargos de conexão de acessantes;
IV. Submódulo 10.1: ordem e condições de realização do processo.
5. Além desses, o cálculo também se fundamenta no disposto nos Módulos 2, 6 e 7 dos Procedimentos
de Distribuição de Energia no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, no tocante aos dados recebidos para cálculo
das tarifas de referência.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

P. 2 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
REFERÊNCIA DOS DADOS UTILIZADOS
6. 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 EFLUL nº 60/2021, de 12 de março de 2021
Custos regulatórios Nota Técnica nº 101/2021-SGT/ANEEL, de 24/05/2021, que define o reposicionamento tarifário
Dados Físicos Carta EFLUL nº 60/2021, de 12 de março de 2021
Curvas de carga e
Carta EFLUL nº 60/2021, de 12 de março de 2021
Fluxo de potência
Custos unitários Carta EFLUL nº 60/2021, de 12 de março de 2021
Dados de perdas
Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
Técnicas
7. O Ofício Circular n° 32/2020-SGT/ANEEL, de 05 de novembro de 2020, orientou o encaminhamento
da campanha para o servidor de dados ftp da ANEEL.
8. 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.
III – DA ANÁLISE
III.1 – RESULTADOS
CONSUMIDORES
9. O resultado da revisão tarifária da EFLUL implicará efeitos médios a serem percebidos de forma
distinta de acordo com o subgrupo1, 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 2.760/2020.
1 Subgrupos conforme art. 2º REN 414/2010: A1 (≥ 230 kV); A2 (88 a138 kV); A3 (69 kV); A3a (30 a 44 kV); A4 (2,3 A 25 kV); AS (< 2,3 kV
subterrâneo); B1 (residencial); B2 (rural); B3 (demais classes); B4 (Iluminação pública); B (< 2,3 kV); A (≥ 2,3 kV)

P. 3 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
16,00%
14,00%
12,00%
10,00%
8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%
A4 B1 B2 B3 B4 A B GLOBAL

Série1 10,05% 7,32% 15,22% 7,68% 7,37% 10,05% 8,39% 9,14%
Gráfico 1 – Efeito Médio por subgrupo (financeiro)
10,00%
5,00%
0,00%
-5,00%
-10,00%

Azul Verde Conv Conv Conv Conv
A4 B1 B2 B3 B4

6,21% 8,67% -7,79% -0,85% -7,39% -7,61%
Gráfico 2 – Efeito Médio TUSD por modalidade e subgrupo (financeiro)
40,00%
35,00%
30,00%
25,00%
20,00%
15,00%
10,00%
5,00%
0,00%

Azul Verde Conv Conv Conv Conv
A4 B1 B2 B3 B4

26,56% 26,59% 26,58% 35,84% 26,87% 26,57%
Gráfico 3 – Efeito Médio TE por modalidade e subgrupo (financeiro)

P. 4 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
16,00%
14,00%
12,00%
10,00%
8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%

Azul Verde Conv Conv Conv Conv
A4 B1 B2 B3 B4

6,25% 11,81% 7,32% 15,22% 7,62% 7,37%
Gráfico 4 – Efeito Médio por Modalidade e subgrupo, consumidor cativo (financeiro)
DEMAIS ACESSANTES
10. O gráfico a seguir apresenta o efeito médio da TUSD para os demais acessantes: Geração por
subgrupo tarifário.
100,00%
50,00%
0,00%
Ger
94,37%
Gráfico 5 – Efeito Médio por modalidade e subgrupo (demais acessantes) (financeiro)
11. A Tabela 2 apresenta as tarifas de aplicação, base financeira, e as relações entre as tarifas das
modalidades convencional e Branca para o Grupo B para os subgrupos em que exista a opção de escolha do
consumidor.
Tabela 2 – Valores das Tarifas por modalidade e subgrupo - Grupo B
Branca (R$/MWh) Variação tarifa Branca/Convencional
Subgrupo Convencional (R$/MWh)

Ponta Intermediário Fora Ponta Ponta Intermediário Fora Ponta
B1 (< 2,3 kV - Residencial) 688,96 1290,85 807,97 559,12 87,36% 17,27% -18,85%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda 617,32

B2 (< 2,3 kV - Rural) 606,29 1239,24 772,99 512,68 104,40% 27,50% -15,44%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes) 688,96 1537,35 955,88 608,42 123,14% 38,74% -11,69%
B4a (< 2,3 kV - IP) 378,92
III.2 - DADOS DE ENTRADA
12. Para obtenção dos resultados apresentados foram utilizados os seguintes dados de entrada:

P. 5 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
Tabela 3 – Dados utilizados e origem

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

Distribuidora Quantidade por módulo Conforme orientação da ANEEL
Custos unitários

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

Dados de perdas ANEEL/SRD (cálculo perdas média ANEEL/SRD
Técnicas técnicas) Fator de perdas por 12 meses conforme cálculo da
agrupamento ANEEL/SRD
III.3 - TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD
i. Cálculo dos Custos Médios
13. 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.
14. 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 92/2015-SGT/SRD/ANEEL, de 09 de abril de 2015, e pode ser
reproduzido na planilha disponibilizada.
15. Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na Tabela 4.
Tabela 4 – Custos Médios
Custo Médio
Agrupamento
R$/kW
MT 130,66
BT 482,27
ii. Cálculo da Proporção de Fluxo

P. 6 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
16. 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.
17. 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 Total2

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

MT 0,00 0,00 1,00
BT 0,00 0,00 1,00 1,00
iii. Tipologias de cargas e redes
As tipologias representam o comportamento dos consumidores e o carregamento das redes da
18.
distribuidora em análise.
19. 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.
20. Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela distribuidora foram ajustadas ao mercado
de referência dos respectivos agrupamentos3.
21. Os agregados das tipologias de carga por agrupamento já ajustados ao mercado são apresentados
nos Gráficos a seguir.
14,0 5,0
4,5
12,0
4,0
10,0 3,5
8,0 3,0
MW MW
2,5
6,0 2,0
4,0 1,5
1,0
2,0 0,5
- -
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 6 – Consumidor-tipo MT – Agregado Gráfico 7 – Consumidor-tipo BT – Agregado
Os relatórios do aplicativo Cálculo das Tarifas de Referência – CTR utilizados no cálculo das Tarifas de Referência adotam como
2
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.
3 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 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
18
POSTO PONTA
AT-2 AT-3 MT BT
16
14
12
10
8
6
4
2
-
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 8 – Agregado Consumidores-tipo
iv. Definição dos postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário
22. 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.
23. A EFLUL informou que o horário de ponta praticado atualmente é o das 17h30 às 20h29. Ela solicitou
que fossem mantidos os atuais postos tarifários, motivado pelo comportamento da carga, em especial das unidades
consumidoras de baixa tensão.
24. Cumpre destacar que a adoção da hora de verão foi encerrada pelo Decreto n. 9.772 de 25 de abril
de 2019. Portanto não existe mais a necessidade da adoção de postos tarifários específicos durante sua vigência.
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.
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.

P. 8 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
Tabela 6 – Postos tarifários
Grupo A

Período Posto Fora Ponta Posto Ponta
21h30 às 18h29
Fora do horário de verão 18h30 às 21h29
(dia seguinte)
Grupo B

Período Posto Fora Ponta Posto Intermediário Posto Ponta
22h30 às 17h29 17h30 às 18h29
Fora do horário de verão 18h30 às 21h29
(dia seguinte) 21h30 às 22h29
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.
No presente caso, adotou-se os valores dos fatores de perdas de potência utilizados no 3CRTP, uma
29.
vez que não foi calculado novo índice de perdas técnicas.
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 0,0000 0,0000 0,0253
BT 0,0000 0,0000 0,0344 0,0024
vi. Estrutura Vertical4
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.
4 No cálculo da Estrutura Vertical das distribuidoras, a ANEEL utiliza o aplicativo CTR, versão 2.20.0.1.

P. 9 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
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 43,41% 39,61%
BT 56,59% 60,39%
Variação da ESTRUTURA VERTICAL
MT BT
IRT)
Vigente
EV%
(último
39,61% 60,39%
(RTP
atual)
EV%
43,41% 56,59%
Nova

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Gráfico 9 – 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 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
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
Com base em todos os insumos apresentados, pode-se calcular as Tarifas de Referência TUSD FIO
41.
B, que são obtidas por modalidade, agrupamento e posto tarifário de acordo com as equações definidas no Submódulo
7.1 do PRORET.
O mercado de referência de demanda para os agrupamentos AT, Grupo A, é o mercado faturado,
42.
sendo este ajustado, com base no perfil típico do agrupamento tarifário, quando não existir a segregação ponta e fora

P. 11 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
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. No caso da EFLUL, a relação no MT foi alterada por solicitação da
distribuidora, 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 EFLUL.
Tabela 10 - Relação entre os postos tarifários
da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE
RPFP RINT-FP
Atual
Agrupamento RTP
(Último reajuste)
MT 2,51 1,00
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$/MWh.
d) Tarifas de Referência – Perdas Não Técnicas e Receitas Irrecuperáveis
46. Como definido no Submódulo 7.3 do PRORET, deve-se distribuir o custo proporcionalmente à
distribuição de receita referente à TUSD, excluindo o componente perdas não-técnicas e receita irrecuperável. Com
base neste custo, o valor do componente TUSD Perdas Não-Técnica é calculado na forma de um selo em R$/MWh
por agrupamento tarifário.
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.

P. 12 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
49. Para TFSEE, as Tarifas de Referência, em R$/MWh, serão a relação entre a receita de cada subgrupo
tarifário do Grupo A e a do Grupo B – obtida pelo produto do componente TUSD FIO B base econômica pelo Mercado
de Referência – e o respectivo mercado de energia.
50. Para P&D_EE, as Tarifas de Referência serão obtidas, em R$/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 TFSEE.
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
As Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE, obtidas em R$/kW, foram utilizadas para o cálculo
53.
da modalidade tarifária horária azul dos subgrupos do Grupo A. Para as demais modalidades dos subgrupos do Grupo
A e para o Grupo B devem ser realizados ajustes.
Para a modalidade horária verde, a Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE do posto ponta é
54.
convertida para R$/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. No caso da modalidade convencional monômia do Grupo B, as Tarifas de Referência TUSD
TRANSPORTE ponta e fora de ponta foram convertidas para uma Tarifa de Referência em RS/MWh por meio do
mercado de teórico de demanda, obtido das tipologias e do mercado de referência de energia.
57. As Tarifas de Referência por subgrupo e modalidade tarifária estão detalhadas na planilha de cálculo.
58. A correlação entre os agrupamentos adotados na construção das Tarifas de Referência e os
subgrupos/modalidades que possuem Tarifas de Aplicação calculadas estão descritas no quadro a seguir.
Tabela 11– Correlação entre agrupamento e Subgrupo
Subgrupo/Grupo Agrupamento
A2 AT-2
A3 AT-3
A3a MT
A4 MT
AS BT
B BT

P. 13 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
Tabela 12 – Correlação entre Tarifas de Referência e Aplicação
Modalidade Modalidade
(Tarifa de Referência) (Tarifa de Aplicação)
TLU tarifa de longa utilização na ponta Tarifa horária Azul
TCU tarifa de curta utilização na ponta Tarifa horária Verde
TCV tarifa convencional Tarifa convencional Monômia
TB Tarifa horária Branca
g) Tarifas de Referência – Modalidade Uso Distribuição
59. Conforme define o Submódulo 7.2 do PRORET, a Tarifa de Referência TUSD Transporte modalidade
distribuição será diferenciada conforme o tipo de conexão entre as distribuidoras. No caso da EFLUL não existem
distribuidoras que acessam o seu sistema de distribuição.
h) Tarifas de Referência – Modalidade Geração
60. Conforme define o Submódulo 7.4 do PRORET, as tarifas para as centrais geradoras serão
diferenciadas por subgrupo tarifário.
61. Para o subgrupo A2, as tarifas são definidas segundo a REN nº 349/2009, sendo uma tarifa locacional
e nominal. No caso da EFLUL, não existem centrais geradoras pertencentes a este subgrupo tarifário.
62. Para o subgrupo A3, conforme PRORET 7.4, a tarifa vigente deve ser atualizada pelo IGP-M. No caso
da EFLUL não existem centrais geradoras pertencentes a estes subgrupos tarifários.
63. O PRORET 7.4 define metodologia específica para definição da TUSDg dos subgrupos A3a e A4 e
Grupo B.
III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA – TE
64. A Tarifa de Referência para o componente TE - Energia é definida conforme tabela abaixo.
Tabela 13 – Tarifas de Referência TE – Energia elétrica comprada para revenda
TR - TE
POSTO/MODALIDADE
R$/MWh

TR_ENP Energia horária posto ponta 1,72
TR_ENFP Energia horária posto fora ponta 1,00
TR_ENC Energia convencional 1,06
65. Conforme definido no PRORET 7.2, as Tarifas de Referência para a TE TRANSPORTE, TE PERDAS
e TE ENCARGOS possuem valor unitário, em R$/MWh, em qualquer subgrupo e posto tarifário, uma vez que o fator
de ajuste no cálculo da tarifa de aplicação recupera os custos associados.
66. Por fim, ressalta-se que todas as Tarifas de Referência constam nas guias "TR TUSD" e "TR TE" da
planilha PCAT.

P. 14 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA
67. O mercado de referência compreende os montantes de energia elétrica, de demanda de potência e
de uso do sistema de distribuição faturados no período de referência5 a outras concessionárias e permissionárias de
distribuição, consumidores, autoprodutores e centrais geradoras que façam uso do mesmo ponto de conexão para
importar ou injetar energia elétrica, bem como pelos montantes de demanda de potência contratada pelos demais
geradores para uso do sistema de distribuição. O mercado é discriminado segundo os critérios de definição das tarifas:
subgrupos, modalidades, classes, subclasses tarifárias e acessantes específicos.
III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO
68. O processo de construção das tarifas finais é composto de 3 etapas: construção das Tarifas de
Referência, construção das Tarifas Base Econômica e das Tarifas Base Financeira.
69. As Tarifas de Referência norteiam a forma como o custo será rateado entre os subgrupos e
modalidades tarifárias. Após sua obtenção, ajusta-se a receita teórica, obtida a partir delas, ao custo requerido, através
de fatores de ajuste. Estes são aplicados às Tarifas de Referência de forma equiproporcional por componente tarifário.
Ou seja, todas as Tarifas de Referência do componente tarifário são ajustadas com o mesmo fator,
independentemente do subgrupo tarifário e modalidade tarifária.
As tarifas obtidas são chamadas Tarifas Base Econômica, pois recuperam os custos econômicos
70.
regulatórios da distribuidora.
71. Para obtenção das Tarifas Base Financeira é necessário a construção de fatores de ajuste que
recuperem a receita regulatória financeira da distribuidora para cada componente tarifário. O processo de construção
dos fatores de ajuste é o mesmo descrito para a Tarifa Base Econômica. Cabe destacar que o cálculo da Tarifa Base
Financeira tem a particularidade da Tarifa CVA, que é uma subdivisão dos financeiros necessária para o cálculo do
saldo a compensar da CVA.
72. 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 Base CVA.
i. Cálculo da TUSD e TE Base econômica
73. Nesse caso emprega-se o mercado de referência e os custos regulatórios deduzidos os valores
recuperados por encargos de conexão e tarifas definidas para acessantes específicos (consumidores do subgrupo
A1, centrais geradoras do subgrupo A2, distribuidoras tipo D1 e D3).
ii. Cálculo da TUSD e TE Base financeira
74. Por fim, a Tarifa base financeira corresponde ao produto da Tarifa base econômica por um fator
multiplicativo, para cada componente de custo tarifário. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário base
financeira é efetuada pela relação entre os custos financeiros e o resultado da multiplicação do valor das tarifas base
econômica pelo mercado ajustado.
5 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão
tarifária periódica.

P. 15 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
75. Para as distribuidoras sob a égide do novo aditivo do contrato de concessão (fundamentado no
Decreto 8.461/15), o montante de custos financeiros considerados são os valores apurados, que terão a neutralidade
apurada no processo tarifário subsequente. Já para as distribuidoras que não celebraram o aditivo contratual e não
possuem neutralidade de custos financeiros, os valores são ajustados conforme o parâmetro de crescimento de
mercado.
76. Deve observar que as centrais geradoras do subgrupo A2 que tiveram tarifa estabilizada por serem
vendedoras no leilão de energia nova não terão suas tarifas financeiras.
III.7 - FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA
77. O Submódulo 7.1 do PRORET estabelece alguns parâmetros de flexibilização da estrutura tarifária
que podem ser alterados com base em estudo fundamentado por parte da distribuidora. No caso da EFLUL, a
distribuidora solicitou flexibilização das relações entre postos tarifários da tarifa branca e alteração da RPFP dos
agrupamentos MT.
Avaliando inicialmente a proposta para a tarifa Branca, a distribuidora alega que as redes de
78.
distribuição têm demanda máxima no posto tarifário ponta, pois não há compulsoriedade da tarifa branca o que não
estimula a redução de ponta na Baixa Tensão. Apesar do expressivo aumento nas relações entre postos tarifários
proposto pela distribuidora, simulou-se a proposta, de modo a ser avaliada pela sociedade na consulta pública.
79. A Tabela 15 apresenta as tarifas de aplicação, por modalidade, considerando as relações padrão e a
relação proposta pela distribuidora, constante na Tabela 14. No Gráfico 12, com base no mercado anual de 2020
para os 7 consumidores faturados pela modalidade branca, simula a fatura anual nas duas propostas de tarifa branca,
bem como se compara com o valor na modalidade convencional. No Gráfico 13 é mostrado a variação percentual
dos 7 consumidores com a alteração da proposta de tarifa branca.
Tabela 14 – Relações Propostas pela Distribuidora para a Tarifa Branca

Subgrupo RPFP RINTFP
B1 28,59 3,35
B2 21,82 6,07
B3 14,17 3,49

P. 16 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
Tabela 15 – Tarifa Branca – comparação entre proposta padrão e da distribuidora
Proposta
Subgrupo Posto
Padrão Distribuidora

| Ponta | 1.290,85 | 1.877,23 |  |
| --- | --- | --- | --- |
| B1 | Intermediário | 807,97 | 576,30 |
| Fora Ponta | 559,12 | 476,97 |  |
| Ponta | 1.239,24 | 1.851,05 |  |
| B2 | Intermediário | 772,99 | 733,76 |
| Fora Ponta | 512,68 | 440,39 |  |
| Ponta | 1.537,35 | 2.399,09 |  |
| B3 | Intermediário | 955,88 | 860,88 |
| Fora Ponta | 608,42 | 556,81 |  |

Simulação Custo Anual - Tarifa Branca
R$31.860,56
7 R$34.739,04
R$39.115,02
R$1.484,38
6 R$1.490,56
R$1.508,13
R$4.129,71
5 R$4.101,51
R$4.073,82
Distribuidora
R$1.686,97
4 R$1.814,35 Padrão
R$2.018,65
Convencional
R$19.975,71
3 R$20.097,85
R$20.562,70
R$675,19
2 R$682,05
R$671,74
R$2.196,15
1 R$2.107,87
R$2.022,10
Gráfico 12 – Comparação propostas Tarifa Branca – fatura anual

P. 17 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
Variação Fatura B3 (Distribuidora/Padrão)
6,000%
4,19%
4,000%
2,000%
0,69%
0,000%
1 2 3 4 5 6 7
-2,000%

-1,01% -0,61% -0,42%
-4,000%
-6,000%
-8,000% -7,02%
-8,29%
-10,000%
Gráfico 13 – Variação fatura com a proposta de Tarifa Branca
80. Para o MT a UFLUL solicitou alteração da RPFP para o valor de 1. A justificativa para o pleito é de
que na análise das curvas de carga dos principais consumidores observa-se que a demanda máxima sempre ocorre
no período fora de ponta, sendo que para alguns casos essa demanda chega a ser 60% maior que o período de ponta
e, segundo a distribuidora, não há motivos para acreditar que haveria aumento de carga no horário de ponta tarifário
em caso de redução da tarifa neste horário.
81. Foi feita a simulação para a alteração da RPFP e, devido a pouca magnitude de seu impacto,
procedeu-se à construção das tarifas da EFLUL para esta Consulta Pública considerando-se o pleito, de modo a
receber as contribuições da sociedade sobre a proposta. Abaixo segue a comparação entre o resultado com a
construção tarifária ordinária (RPFP atual) e considerando o pleito de RPFP de 1:
Tabela 16: Efeito tarifário ordinário e com flexibilização
Efeito ordinário Efeito com flexibilização RPFP
9,19% 10,05%
A4
7,76% 7,32%
B1
15,70% 15,22%
B2
8,13% 7,68%
B3
7,81% 7,37%
B4
9,19% 10,05%
A
8,84% 8,39%
B
9,14% 9,14%
A+B

P. 18 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
Tabela 17: tarifas ordinárias e com flexibilização
Tarifa ordinária Tarifa com flexibilização RPFP
TUSD

R$/kW R$/MWh R$/kW R$/MWh
32,68 73,13 23,28 73,16
P
Azul

13,47 73,13 20,70 73,16
FP
13,47 0 20,70 0
A4 NA

Verde P 0 869,41 0 640,54
0 73,13 0 73,16
FP
0 336,03 0 333,17
B1 Convencional NA
III.8 – TARIFAS ESPECÍFICAS
i. Centrais geradoras do subgrupo A2
82. No caso da EFLUL, não existem centrais geradoras pertencentes a este subgrupo tarifário.
ii. Unidades consumidoras do subgrupo A1
83. A EFLUL, não atende nenhuma unidade consumidora neste subgrupo.
III.9 - ENCARGO DE CONEXÃO DE ACESSANTES
84. 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.
Tabela 18 – Tipo de conexão – Modalidade Distribuição

Distribuidora Subgrupo Tipo de acesso
Coopercocal A4 D4
III.10 – DESCONTOS TARIFÁRIOS
85. Parte da receita não será recuperada pelas tarifas, mas coberta por meio de repasses da CDE. Assim,
os descontos tarifários previstos no Decreto nº 7.891/2013 e a redução tarifária da subclasse residencial baixa renda
não deverão compor a base tarifária. Esses valores são obtidos no processo de cálculo de construção das tarifas. A
tabela a seguir apresenta o valor dos descontos previstos para o mercado de referência e as novas tarifas. Na
homologação dos valores é considerado o ajuste (positivo ou negativo) referente aos descontos considerados no
processo tarifário anterior.

P. 19 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
86. Cabe destacar também os valores apurados referentes ao mercado baixa renda. Estes valores são
considerados no cálculo tarifário, contudo, o valor a ser percebido pela distribuidora é homologado em processo
específico da ANEEL.
Tabela 19 – Subsídio tarifário cobertos pela CDE
DESCONTO PREVISÃO (anual)
R$
Subsídio Carga Fonte Incentivada R$ 4.359.286,58
Subsídio Geração Fonte Incentivada R$ 157.151,17
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento R$ 19.946,80
Subsídio Rural R$ 273.100,16
Subsídio Irrigante/Aquicultor R$ 10.335,25
Subsídio Baixa Renda R$ 107.968,78
87. As previsões levam em consideração os efeitos do Decreto n. 9.642/2018, que estabeleceu duas
mudanças significativas: i ) redução gradual em 20% ao ano, extinguindo os benefícios em 5 anos a partir do processo
tarifário de 2019, dos descontos nas tarifas (TUSD e TE) da classe rural, em todas as suas subclasses (rural, serviço
público de irrigação e cooperativa), e também da classe serviço público de água, esgoto e saneamento.
III.11 – TRANSIÇÕES
88. No caso da EFLUL não foi aplicada nenhuma transição na construção das tarifas. Para a versão final
será avaliada a aplicação de transição para a modalidade geração, do subgrupo A4, com efeito mostrado na Gráfico
5.
III.12 – IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES
89. O item III.1 apresenta os resultados discriminados por modalidades, subgrupos e para a TUSD e a
TE. A seguir, serão avaliados os resultados observando a decomposição da variação dos componentes tarifários.
i. TARIFA DE ENERGIA – TE
90. Observa-se que a variação da TE é similar para os diferentes subgrupos. Os principais impactos são
devidos a criação do componente tarifário de Energia para Revenda.
91. Para melhor observação e avaliação qualitativa, abaixo há um gráfico tipo radar que distribui o efeito
médio de 27,60% pelos diferentes custos regulatórios.

P. 20 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
P&D
30,00%

PERDAS RB/C 25,00% ESS/ERR
20,00%
15,00%

SUBSIDIO 10,00% CFURH
5,00%
0,00%
TUST CI CDE Covid TE
TUST ITAIPU ENERGIA REVENDA
ITAIPU
Gráfico 14 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TE Subgrupo: todos (média)
Modalidade: todas (média)
ii. TARIFA DE USO – TUSD
92. A análise da TUSD é mais complexa. Primeiro porque envolve duas variáveis de faturamento de
natureza distinta, potência e energia, resultando em maior diversidade de perfis de contratação e uso. Segundo porque
os coeficientes utilizados no cálculo apresentam variabilidade maior e também número de possibilidades tarifárias
mais amplo, o que conduz a uma dispersão elevada dos resultados, em relação ao observado na TE. Assim, a análise
será feita por modalidade e subgrupo tarifário.
No gráfico a seguir, analisando toda a receita recuperada pela TUSD, observa-se que as variações
93.
mais significativas são nos componentes CUSD e CDE.
CDE Covid TUSD
RI 5,00% TFSEE
4,00%
PERDAS NAO TECNICAS P&D
3,00%
2,00%

PERDAS RB/ PERDAS D 1,00% ONS
0,00%
(1,00%)

PERDAS TECNICAS (2,00%) CCC
(3,00%)
(4,00%)

OUTROS (5,00%) CDE
(6,00%)
SUBSIDIO PROINFA
DISTRIBUICAO TUSD RB
TUSDG-ONS TUSD FR
TUSDG-T CONEXAO T
CUSD CONEXAO D
Gráfico 15 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário

P. 21 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
Tarifa: TUSD Subgrupo: todos (média)
Modalidade: todos (média)
SUBGRUPO A4
A seguir tem-se o resultado para as modalidades azul e verde, subgrupo A4. As variações relevantes
94.
observadas são para os componentes Fio A (CUSD), referente à variação do custo regulatório e Fio B, reflexo
principalmente da nova estrutura tarifária.
CDE Covid TUSD CDE Covid TUSD

RI 0,00% TFSEE RI 45,00% TFSEE
40,00%

PERDAS NAO TECNICAS P&D PERDAS NAO TECNICAS P&D
(5,00%) 35,00%

PERDAS RB/ PERDAS D ONS PERDAS RB/ PERDAS D 30,00% ONS
(10,00%)
25,00%
20,00%

PERDAS TECNICAS (15,00%) CCC PERDAS TECNICAS CCC
15,00%
(20,00%) 10,00%
5,00%

OUTROS CDE OUTROS CDE
(25,00%) 0,00%

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

Demanda Ponta Demanda Fora Ponta
CDE Covid TUSD
RI 14,00% TFSEE

PERDAS NAO TECNICAS 12,00% P&D
10,00%
PERDAS RB/ PERDAS D ONS
8,00%
6,00%

PERDAS TECNICAS 4,00% CCC
2,00%
0,00%
OUTROS CDE
(2,00%)
SUBSIDIO PROINFA
DISTRIBUICAO TUSD RB
TUSDG-ONS TUSD FR
TUSDG-T CONEXAO T
CUSD CONEXAO D
Energia
Gráfico 10 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: A4
Modalidade: Azul

P. 22 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
CDE Covid TUSD CDE Covid TUSD

RI 2,00% TFSEE RI 14,00% TFSEE
0,00%

PERDAS NAO TECNICAS (2,00%) P&D PERDAS NAO TECNICAS 12,00% P&D
(4,00%) 10,00%

PERDAS RB/ PERDAS D ONS PERDAS RB/ PERDAS D ONS
(6,00%) 8,00%
(8,00%) 6,00%
(10,00%)

PERDAS TECNICAS (12,00%) CCC PERDAS TECNICAS 4,00% CCC
(14,00%)
(16,00%) 2,00%
0,00%

OUTROS (18,00%) CDE OUTROS CDE
(20,00%) (2,00%)

| 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 45,00% TFSEE
40,00%
PERDAS NAO TECNICAS P&D
35,00%

PERDAS RB/ PERDAS D 30,00% ONS
25,00%
20,00%

PERDAS TECNICAS 15,00% CCC
10,00%
5,00%
OUTROS CDE
0,00%
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: A4
Modalidade: Verde
SUBGRUPO B1
95. Para o subgrupo B1, a variação relevante observada é para a componente Fio B, reflexo da nova
estrutura tarifária.
CDE Covid TUSD
RI 3,00% TFSEE
2,00%

PERDAS NAO TECNICAS 1,00% P&D
PERDAS RB/ PERDAS D 0,00% ONS
(1,00%)
(2,00%)
(3,00%)
PERDAS TECNICAS CCC
(4,00%)
(5,00%)
(6,00%)
OUTROS CDE
(7,00%)
SUBSIDIO PROINFA
DISTRIBUICAO TUSD RB
TUSDG-ONS TUSD FR
TUSDG-T CONEXAO T
CUSD CONEXAO D
Gráfico 12 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário
Tarifa: TUSD Subgrupo: B1
Modalidade: Convencional

P. 23 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
96. 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
97. Não existe mercado geração para o subgrupo A3.
98. Os impactos para os subgrupos A3a e A4 foram devidos a alteração metodológica, com a definição
de uma tarifa de referência nos termos do PRORET.
DISTRIBUIÇÃO
99. A tarifa para modalidade distribuição é nominal e depende do tipo de acesso, classificado os termos
do PRORET, Submódulo 7.2. O efeito tarifário deverá seguir a variação média das tarifas modalidade azul, das
componentes demanda. Para os casos tipo D1 e D3, adiciona-se o efeito do encargo de conexão.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
São fundamentos legais e infra legais:
100.
• 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
A presente Nota Técnica, em complemento com as planilhas de cálculo, apresenta o processo de
101.
construção da estrutura das tarifas da EFLUL 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.
Os valores foram calculados utilizando dados enviados pela distribuidora e outros definidos no
102.
processo de revisão tarifária até o momento.
103. Cabe destacar que, nos termos do Submódulo 7.1 do PRORET, a distribuidora solicitou flexibilização
dos parâmetros de RPFP para o subgrupo A4 e da relação entre postos tarifários da tarifa branca, na qual a primeira
compõe o cálculo da Consulta Pública e a segunda foram feitas simulações apresentadas nesta Nota e que estão

P. 24 da Nota Técnica nº 109/2021-SGT/ANEEL, de 28/05/2021.
colocadas para o escrutínio da sociedade. Para os demais itens, foi utilizada a estrutura tarifária padrão estabelecida
no PRORET.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
104. Recomenda-se a submissão desta Nota Técnica à Diretoria colegiada da ANEEL para subsidiar a
instauração do processo de Consulta Pública relativa à Revisão Tarifária Periódica de 2021 da EFLUL.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
ADRIANO ALMEIDA TRINDADE ROBSON KUHN YATSU
Analista Administrativo Especialista em Regulação
De acordo
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária - SGT
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR:
DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, ADRIANO ALMEIDA TRINDADE