48581.001301/2016-00 
Nota Técnica no 126/2016–SGT/ANEEL 
 
Em 2 de maio de 2016 
 
 
 
Processos nº 48500.004453/2015-95 
 
Assunto: Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema 
de Distribuição – TUSD – e de Tarifa de Energia 
– TE – da EDEVP – Empresa de Distribuição de 
Energia Vale Paranapanema 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 Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A. - EDEVP. 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
A presente Nota Técnica apresenta os cálculos da estrutura tarifária da EDEVP a ser aplicada 
em sua revisão tarifária. 
 
3. 
O Contrato de Concessão nº 14/1999, concede a exploração dos serviços públicos de 
distribuição de energia elétrica para a EDEVP e estabelece o ciclo tarifário da distribuidora, com a quarta revisão 
tarifária periódica definida para 10/05/2016. 
 
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. 
 
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.

Fl. 2 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
7. 
A proposta preliminar da estrutura tarifária foi disponibilizada na Audiência Pública nº 08/20161, 
pela Nota Técnica nº 040/2016-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 117/2016-SGT/ANEEL, de 27 de abril 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 
Mercado 
Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – 
SAMP 
Carta EDEVP VALEPARAN/VPR-ANEEL/ nº 016/2015, de 23 de novembro de 2015 
Custos regulatórios 
Nota Técnica nº 117/2016-SGT/ANEEL, de 27 de abril de 2016, que define o 
reposicionamento tarifário 
Dados Físicos 
Carta EDEVP VALEPARAN/VPR-ANEEL/ nº 016/2015, de 23 de novembro de 2015 
Curvas de carga e 
Fluxo de potência 
Carta EDEVP VALEPARAN/VPR-ANEEL/ nº 016/2015, de 23 de novembro de 2015 
 
Custos unitários 
Carta EDEVP VALEPARAN/VPR-ANEEL/ nº 016/2015, de 23 de novembro de 2015 
Carta EDEVP VALEPARANA/VPR-ANEEL/N°018/2016, de 28 de março de 2016 – SIC n° 
48513.007095/2016-00 
Dados de perdas 
Técnicas 
Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD 
Memorando n° 0156/2016 – SRD/ANEEL, de 27/04/2016 – SIC n° 48554.001043/2016-00 
Nota Técnica n° 0056/2016 – SRD/ANEEL, de 27/04/2016 – SIC N° 48554.001042/2016-00  
 
10. 
Os dados foram solicitados à distribuidora inicialmente pelo Ofício nº 0468/2015-
SRD/SGT/ANEEL, de 17 de setembro de 2015. Complementarmente foi encaminhado o Ofício nº 10/2016-
SGT/ANEEL, de 8 de março de 2016, solicitando esclarecimentos acerca do custo unitário (R$/km) das redes 
de média tensão trifásica urbana e baixa tensão monofásica urbana. 
 
III – DA ANÁLISE 
 
III.1 – RESULTADOS 
 
                                                          
 
1 www.aneel.gov.br, no link Informações Técnicas  Audiências/Consultas
  Dado      Origem  
Mercado      Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica –
SAMP
Carta EDEVP VALEPARAN/VPR-ANEEL/ nº 016/2015, de 23 de novembro de 2015    
Custos regulatórios      Nota Técnica nº 117/2016-SGT/ANEEL, de 27 de abril de 2016, que define o
reposicionamento tarifário    
Dados Físicos      Carta EDEVP VALEPARAN/VPR-ANEEL/ nº 016/2015, de 23 de novembro de 2015    
Curvas de carga e
Fluxo de potência      Carta EDEVP VALEPARAN/VPR-ANEEL/ nº 016/2015, de 23 de novembro de 2015    
Custos unitários      Carta EDEVP VALEPARAN/VPR-ANEEL/ nº 016/2015, de 23 de novembro de 2015
Carta EDEVP VALEPARANA/VPR-ANEEL/N°018/2016, de 28 de março de 2016 – SIC n°
48513.007095/2016-00    
Dados de perdas
Técnicas      Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
Memorando n° 0156/2016 – SRD/ANEEL, de 27/04/2016 – SIC n° 48554.001043/2016-00
Nota Técnica n° 0056/2016 – SRD/ANEEL, de 27/04/2016 – SIC N° 48554.001042/2016-00    

Fl. 3 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
CONSUMIDORES 
 
11. 
O resultado da revisão tarifária da EDEVP 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 1.886/2015. 
 
 
Gráfico 1 – Efeito Médio por subgrupo (financeiro) 
 
 
 
 
 
 
                                                          
 
2 Subgrupos conforme art. 2º REN 414/2010: A1 (≥ 230 kV); A2 (88 a138 kV); A3 (69 kV); A3a (30 a 44 kV); A4 (2,3 A 25 kV); AS (< 
2,3 kV subterrâneo); B1 (residencial); B2 (rural); B3 (demais classes); B4 (Iluminação pública); B (< 2,3 kV); A (≥ 2,3 kV) 
 
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. 
A2
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
A
B
GLOBAL
Série1
-0,63%
7,88%
7,22%
-0,34%
-0,31%
-0,30%
-0,30%
6,20%
-0,33%
1,69%
-2,00%
-1,00%
0,00%
1,00%
2,00%
3,00%
4,00%
5,00%
6,00%
7,00%
8,00%
9,00%
  A2  A3a  A4  B1  B2  B3  B4  A  B  GLOBAL
Série1  -0,63%  7,88%  7,22%  -0,34%  -0,31%  -0,30%  -0,30%  6,20%  -0,33%  1,69%

Fl. 4 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Gráfico 2 – Efeito Médio TUSD por modalidade e subgrupo (financeiro) 
 
 
Gráfico 3 – Efeito Médio TE por modalidade e subgrupo (financeiro) 
 
Azul
Azul
Verde
Azul
Verde
Conv
Conv
Conv
Conv
A2
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
-21,47%
0,00%
8,86%
9,85%
7,10%
-7,98%
-7,89%
-7,88%
-7,89%
-25,00%
-20,00%
-15,00%
-10,00%
-5,00%
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
Azul
Azul
Verde
Azul
Verde
Conv
Conv
Conv
Conv
A2
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
6,73%
0,00%
6,59%
6,46%
6,75%
6,59%
6,58%
6,59%
6,59%
0,00%
1,00%
2,00%
3,00%
4,00%
5,00%
6,00%
7,00%
8,00%
  Azul
A2  Azul Verde
A3a    Azul Verde
A4    Conv
B1  Conv
B2  Conv
B3  Conv
B4
  -21,47%  0,00%  8,86%  9,85%  7,10%  -7,98%  -7,89%  -7,88%  -7,89%
  Azul
A2  Azul Verde
A3a    Azul Verde
A4    Conv
B1  Conv
B2  Conv
B3  Conv
B4
  6,73%  0,00%  6,59%  6,46%  6,75%  6,59%  6,58%  6,59%  6,59%

Fl. 5 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Gráfico 4 – Efeito Médio por Modalidade e subgrupo, consumidor cativo (financeiro) 
 
DEMAIS ACESSANTES 
 
12. 
O gráfico a seguir apresenta o efeito médio da TUSD para os demais acessantes de Geração 
por subgrupo tarifário 
 
 
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. 
 
Azul
Azul
Verde
Azul
Verde
Conv
Conv
Conv
Conv
A2
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
-13,12%
0,00%
7,46%
7,78%
6,88%
-0,34%
-0,31%
-0,30%
-0,30%
-15,00%
-10,00%
-5,00%
0,00%
5,00%
10,00%
A2
A3
A3a
A4
B
A2
A3
A3a
A4
B
Ger
Ger
Ger
Ger
Ger
Dist
Dist
Dist
Dist
Dist
19,58%
0,00%
49,32%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
10,00%
20,00%
30,00%
40,00%
50,00%
60,00%
  Azul
A2  Azul Verde
A3a    Azul Verde
A4    Conv
B1  Conv
B2  Conv
B3  Conv
B4
  -13,12%  0,00%  7,46%  7,78%  6,88%  -0,34%  -0,31%  -0,30%  -0,30%
  A2
Ger  A3
Ger  A3a
Ger  A4
Ger  B
Ger  A2
Dist  A3
Dist  A3a
Dist  A4
Dist  B
Dist
  19,58%  0,00%  49,32%  0,00%  0,00%  0,00%  0,00%  0,00%  0,00%  0,00%

Fl. 6 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Tabela 2 – Valores das Tarifas por modalidade e subgrupo - Grupo B 
 
 
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 
Mercado 
SAMP 
Faturado 
(Demanda e Energia) 
Período de referência (12 
meses anteriores) 
Distribuidora 
Medido (Energia) 
12 meses conforme orientação 
da ANEEL 
Custos regulatórios Cálculo reposicionamento 
tarifário 
Discriminada por 
componente tarifário 
 
Dados Físicos 
 
Distribuidora 
Quantidade por módulo 
Conforme orientação da 
ANEEL 
Custos unitários 
 
Distribuidora 
Custo por módulo 
Valor de reposição atual 
Curvas de carga e 
Fluxo de potência 
Distribuidora 
Tipologias 
Momento de carga máxima 
Diagrama unifilar 
Momento de carga máxima 
Dados de perdas 
Técnicas 
ANEEL/SRD 
(cálculo 
perdas técnicas) 
Fator de perdas de potência 
média 
12 meses conforme cálculo da 
ANEEL/SRD 
Fator de perdas por 
agrupamento 
12 meses conforme cálculo da 
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 065/2014-
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. 
Ponta
Intermediário
Fora Ponta
Ponta
Intermediário
Fora Ponta
B1 (< 2,3 kV - Residencial)
450,23
751,24
498,63
375,25
66,86%
10,75%
-16,65%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda
440,62
B2 (< 2,3 kV - Rural)
315,16
552,30
364,90
267,96
75,24%
15,78%
-14,98%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)
450,23
858,25
562,84
396,65
90,62%
25,01%
-11,90%
B4a (< 2,3 kV - IP)
247,62
Subgrupo
Convencional 
(R$/MWh)
Branca (R$/MWh)
Variação tarifa Branca/Convencional
Subgrupo  Convencional (cid:10)(R$/MWh)  Branca (R$/MWh)      Variação tarifa Branca/Convencional    
    Ponta  Intermediário  Fora Ponta  Ponta  Intermediário  Fora Ponta
B1 (< 2,3 kV - Residencial)  450,23  751,24  498,63  375,25  66,86%  10,75%  -16,65%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda  440,62            
B2 (< 2,3 kV - Rural)  315,16  552,30  364,90  267,96  75,24%  15,78%  -14,98%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)  450,23  858,25  562,84  396,65  90,62%  25,01%  -11,90%
B4a (< 2,3 kV - IP)  247,62            
  Dado      Origem      Detalhes      Referência  
Mercado      SAMP      Faturado
(Demanda e Energia)      Período de referência (12
meses anteriores)    
      Distribuidora      Medido (Energia)      12 meses conforme orientação
da ANEEL    
Custos regulatórios      Cálculo reposicionamento
tarifário      Discriminada por
componente tarifário          
Dados Físicos      Distribuidora      Quantidade por módulo      Conforme orientação da
ANEEL    
Custos unitários      Distribuidora      Custo por módulo      Valor de reposição atual    
Curvas de carga e
Fluxo de potência      Distribuidora      Tipologias      Momento de carga máxima    
            Diagrama unifilar      Momento de carga máxima    
Dados de perdas
Técnicas      ANEEL/SRD (cálculo
perdas técnicas)      Fator de perdas de potência
média      12 meses conforme cálculo da
ANEEL/SRD    
            Fator de perdas por
agrupamento      12 meses conforme cálculo da
ANEEL/SRD    

Fl. 7 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
17. 
Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na Tabela 4. 
 
Tabela 4 – Custos Médios 
 
* subgrupo não existente na distribuidora: AT-3 
 
ii. 
Cálculo da Proporção de Fluxo 
 
18. 
A proporção de fluxo é obtida do diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência do sistema 
elétrico da distribuidora. Esse foi construído com base nas medições fornecidas pelas distribuidoras nas 
fronteiras da sua rede no momento de carga máxima do sistema (injeções) e nas tipologias de carga e rede. 
 
19. 
A Tabela a seguir apresenta os valores apurados de proporção de fluxo total (proporção de 
fluxo direta mais proporção de fluxo indireta) entre os subgrupos tarifários. 
 
Tabela 5 – Proporção de Fluxo Total4 
 
 
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. 
Custo Médio
R$/kW
AT-2
25,48
AT-3
0,00
MT
394,36
BT
209,88
Agrupamento
Agrupamento
AT-2
AT-3
MT
BT
AT-2
1,00
AT-3
0,00
0,00
MT
0,99
0,00
1,00
BT
0,99
0,00
1,00
1,00
Agrupamento  Custo Médio
  R$/kW
AT-2  25,48
AT-3  0,00
MT  394,36
BT  209,88
Agrupamento  AT-2  AT-3  MT  BT
AT-2  1,00      
AT-3  0,00  0,00    
MT  0,99  0,00  1,00  
BT  0,99  0,00  1,00  1,00

Fl. 8 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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. 
 
 
Gráfico 6 – Consumidor-tipo AT-2 – Agregado 
 
Gráfico 7 – Consumidor-tipo MT – Agregado 
 
Gráfico 8 – Consumidor-tipo BT – Agregado 
Gráfico 9 – Agregado Consumidores-tipo 
                                                          
 
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. 
 -
 1,0
 2,0
 3,0
 4,0
 5,0
 6,0
 7,0
 8,0
 9,0
 10,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
MW
Posto Tarifário
 -
 10,0
 20,0
 30,0
 40,0
 50,0
 60,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
MW
Posto Tarifário
 -
 20,0
 40,0
 60,0
 80,0
 100,0
 120,0
 140,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
MW
Posto Tarifário
 -
 20
 40
 60
 80
 100
 120
 140
 160
 180
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
AT-2
AT-3
MT
BT
POSTO PONTA
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
60,0
50,0
40,0
W M 30,0
20,0
10,0
-
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Posto Tarifário  140,0
120,0
100,0
80,0
W
M
60,0
40,0
20,0
-
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Posto Tarifário
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                      AT  -2 AT  -3 MT  BT            POSTO  PONTA            
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                      8 19 20 2                

Fl. 9 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
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 EDEVP informou que o horário de ponta praticado atualmente é o 18h às 20h59 no período 
fora do horário de verão, bem como 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 
 
 
 
 
v. 
Fatores de Perdas de Potência 
Grupo A
Período
Posto Fora Ponta
Posto Ponta
Fora do horário de verão
21h às 17h59min (dia 
seguinte)
18h às 20h59min
Horário de verão
21h às 17h59min (dia 
seguinte)
18h às 20h59min
Grupo B
Período
Posto Fora Ponta
Posto 
Intermediário
17h às 17h59min
21h às 21h59min
17h às 17h59min
21h às 21h59min
Fora do horário de verão
22h às 16h59min (dia 
seguinte)
Posto Ponta
18h às 20h59min
Horário de verão
22h às 16h59min (dia 
seguinte)
18h às 20h59min
Grupo A    
Período  Posto Fora Ponta  Posto Ponta
Fora do horário de verão  21h às 17h59min (dia
seguinte)  18h às 20h59min
Horário de verão  21h às 17h59min (dia
seguinte)  18h às 20h59min
Grupo B      
Período  Posto Fora Ponta  Posto
Intermediário  Posto Ponta
Fora do horário de verão  22h às 16h59min (dia
seguinte)  17h às 17h59min  18h às 20h59min
    21h às 21h59min  
Horário de verão  22h às 16h59min (dia
seguinte)  17h às 17h59min  18h às 20h59min
    21h às 21h59min  

Fl. 10 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
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 
 
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. 
 
Agrupamento
AT-2
AT-3
MT
BT
AT-2
0,0072
AT-3
0,0000
0,0000
MT
0,0305
0,0000
0,0186
BT
0,0569
0,0000
0,0447
0,0059
Agrupamento  AT-2  AT-3  MT  BT
AT-2  0,0072      
AT-3  0,0000  0,0000    
MT  0,0305  0,0000  0,0186  
BT  0,0569  0,0000  0,0447  0,0059

Fl. 11 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Tabela 8 – Estrutura Vertical 
 
 
 
Gráfico 7 – 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 
Básica, Rede Básica de Fronteira, e rede de distribuição 
de outras distribuidoras 
Responsabilidade de Custo 
(R$/kW) 
TUSD Fio B 
 
Remuneração dos ativos, quota de reintegração 
decorrente da depreciação, custos operacionais 
Custo Marginal (R$/kW) 
TUSD – Perdas Não 
Técnicas 
Correspondente ao custo das perdas não técnicas de 
energia em MWh, valorada pelo preço médio de compra 
% da receita de TUSD 
(R$/MWh) 
TUSD – Perdas Técnicas 
Custo das perdas técnicas da distribuição, em MWh, 
valorada pelo preço médio de compra 
Perdas do Subgrupo 
Tarifário (R$/MWh) 
Agrupamento
EV%
EV%
Nova (RTP atual)
Vigente (último IRT)
AT-2
0,45%
1,09%
MT
23,70%
22,84%
BT
75,86%
76,07%
0,45%
1,09%
23,70%
22,84%
75,86%
76,07%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Nova (RTP
atual)
Vigente
(último IRT)
EV%
EV%
Variação da ESTRUTURA VERTICAL
AT-2
MT
BT
Agrupamento  EV%  EV%
  Nova (RTP atual)  Vigente (último IRT)
AT-2  0,45%  1,09%
MT  23,70%  22,84%
BT  75,86%  76,07%
)T 1
eR
% t n I o
V em
E g
iVit
lú
(
P
T
% R ) la
(
V au
E v o t a
N
2  2,84%          7  6,07%      
0,45%                    
2  3,70%          7  5,86%      
  Função/componente    Definição    Critério de rateio  
TUSD Fio A      Custo com o uso e a conexão às instalações da Rede
Básica, Rede Básica de Fronteira, e rede de distribuição
de outras distribuidoras    Responsabilidade de Custo
(R$/kW)  
TUSD Fio B      Remuneração dos ativos, quota de reintegração
decorrente da depreciação, custos operacionais    Custo Marginal (R$/kW)  
TUSD – Perdas Não
Técnicas      Correspondente ao custo das perdas não técnicas de
energia em MWh, valorada pelo preço médio de compra    % da receita de TUSD
(R$/MWh)  
TUSD – Perdas Técnicas      Custo das perdas técnicas da distribuição, em MWh,
valorada pelo preço médio de compra    Perdas do Subgrupo
Tarifário (R$/MWh)  

Fl. 12 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Função/componente 
Definição 
Critério de rateio 
TUSD – Perdas RB / 
Distribuição 
Custo das perdas elétricas na Rede Básica devido às 
perdas no sistema de distribuição 
Perdas do Subgrupo 
Tarifário (R$/MWh) 
TUSD – Encargos 
(P&D_EE, TFSEE) 
Custos dos Encargos Setoriais (P&D_EE, TFSEE) 
Selo por subgrupo (R$/MWh) 
TUSD – Encargos 
(CDE, ONS, PROINFA) 
Custos dos Encargos Setoriais (ONS, CDE e PROINFA) 
Selo (R$/MWh) 
 
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. 
 
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 EDEVP, a atual relação 
ponta/fora de ponta não foi mantida nos agrupamentos AT-2.
  Função/componente      Definição      Critério de rateio  
TUSD – Perdas RB /
Distribuição      Custo das perdas elétricas na Rede Básica devido às
perdas no sistema de distribuição      Perdas do Subgrupo
Tarifário (R$/MWh)    
TUSD – Encargos
(P&D_EE, TFSEE)      Custos dos Encargos Setoriais (P&D_EE, TFSEE)      Selo por subgrupo (R$/MWh)    
TUSD – Encargos
(CDE, ONS, PROINFA)      Custos dos Encargos Setoriais (ONS, CDE e PROINFA)      Selo (R$/MWh)    

Fl. 13 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
44. 
A Tabela a seguir apresenta a relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD 
TRANSPORTE da EDEVP. 
Tabela 10 - Relação entre os postos tarifários 
da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE 
 
 
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. 
 
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. 
 
RINT-FP
Atual
(Último reajuste)
AT-2
                                        1,84                              1,55 
MT
                                        3,48                              3,48 
BT
                                        5,00                              5,00                   3,00 
RPFP
Agrupamento
RTP
  RPFP    RINT-FP
Agrupamento  Atual  RTP  
  (Último reajuste)    
AT-2  1,84  1,55  
MT  3,48  3,48  
BT  5,00  5,00  3,00

Fl. 14 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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 
(Tarifa de Referência) 
Modalidade 
(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 
EDEVP 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.  
 
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 1.916 de 23 de junho de 2015.
  Subgrupo/Grupo      Agrupamento  
A2      AT-2    
A3      AT-3    
A3a      MT    
A4      MT    
AS      BT    
B      BT    
  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    

Fl. 15 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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 
POSTO/MODALIDADE 
TR - TE 
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 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 
                                                          
 
7 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da 
revisão tarifária periódica.
POSTO/MODALIDADE      TR - TE  
      R$/MWh  
TR_EN
P  Energia horária posto ponta  1,72    
TR_EN
FP  Energia horária posto fora ponta  1,00    
TR_EN
C  Energia convencional  1,06    

Fl. 16 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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 
Perda 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 
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 
EDEVP, foi utilizada a estrutura tarifária padrão estabelecida no PRORET.  
 
III.8 – TARIFAS ESPECÍFICAS

Fl. 17 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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 1.916 de 23 de junho de 2015. 
 
ii. Unidades consumidoras do subgrupo A1 
 
76. 
A EDEVP, 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. 
 
Tabela 14 – Subsídio tarifário cobertos pela CDE 
 
 
III.11 – TRANSIÇÕES 
 
80. 
No caso da EDEVP foi aplicada transição na construção das tarifas do segmento geração, 
subgrupos tarifários A3a e A4. 
 
DESCONTO
PREVISÃO (anual)
R$
Subsídio Carga Fonte Incentivada
R$ 316.727,30
Subsídio Geração Fonte Incentivada
R$ 1.383.770,74
Subsídio Distribuição
R$ 0,00
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
R$ 2.317.332,13
Subsídio Rural
R$ 13.776.099,58
Subsídio Irrigante/Aquicultor
R$ 275.212,80
Subsídio Baixa Renda
R$ 4.152.178,94
DESCONTO  PREVISÃO (anual)
  R$
Subsídio Carga Fonte Incentivada  R$ 316.727,30
Subsídio Geração Fonte Incentivada  R$ 1.383.770,74
Subsídio Distribuição  R$ 0,00
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento  R$ 2.317.332,13
Subsídio Rural  R$ 13.776.099,58
Subsídio Irrigante/Aquicultor  R$ 275.212,80
Subsídio Baixa Renda  R$ 4.152.178,94

Fl. 18 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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. Os principais 
impactos são devidos aos componentes tarifários ESS/ERR e CDE Energia. 
 
83. 
Para melhor observação e avaliação qualitativa, abaixo há um gráfico tipo radar que distribui o 
efeito médio de 6,62% pelos diferentes custos regulatórios. 
 
 
Gráfico 8 – 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 Distribuição (FIO B). 
 
(6,00%)
(4,00%)
(2,00%)
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
8,00%
10,00%
P&D
ESS/ERR
CFURH
CDE ENERGIA
ENERGIA REVENDA
ITAIPU
TUST ITAIPU
TUST CI
SUBSIDIO
PERDAS RB/C
10,00%
PERDAS RB/C 8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%
(2,00%)
(4,00%)
(6,00%)
I
TUST ITAIPU  ESS/ERR
ENERGIA REV

Fl. 19 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
Gráfico 9 – 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, Fio A (Rede Básica), devido a variação do custo regulatório, e Fio B referente à nova 
estrutura tarifária (alocação de custos) . 
 
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) 
(8,00%)
(6,00%)
(4,00%)
(2,00%)
0,00%
2,00%
4,00%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS
(5,00%)
(4,50%)
(4,00%)
(3,50%)
(3,00%)
(2,50%)
(2,00%)
(1,50%)
(1,00%)
(0,50%)
0,00%
0,50%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS
(0,50%)
0,00%
0,50%
1,00%
1,50%
2,00%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS
PERDAS NAO TECNICAS 4,00%
RB/ PERDAS D 2,00%
NICAS 0,00%
(2,00%)
S
(4,00%)
(6,00%)
(8,00%)
NS
TUSDG-T
CUSD    TFSEE
P&D
ONS
C
LIM
TUSD RB
TUSD FR
    
RGR
PERDAS NAO TECNICAS0,50% TFSEE
PERDAS RB/ PERDAS D (0 0 , , 5 0 0 0 % % ) P&D
(1,00%)
PERDAS TECNICAS (1,50%) ONS
(2,00%)
(2,50%)
OUTROS (3,00%) CCC
(3,50%)
(4,00%)
SUBSIDIO (4,50%) CDE
(5,00%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T  RGR
PERDAS NAO TECNICAS2,00% TFSEE
PERDAS RB/ PERDAS D P&D
1,50%
PERDAS TECNICAS ONS
1,00%
OUTROS 0,50% CCC
0,00%
SUBSIDIO CDE
(0,50%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T
PERDAS NAO TECNICAS0,50%
RB/ PERDAS D (0 0 , , 5 0 0 0 % % )
(1,00%)
NICAS (1,50%)
(2,00%)
(2,50%)
S (3,00%)
(3,50%)
(4,00%)
(4,50%)
(5,00%)
NS
TUSDG-T
CUSD    TFSEE
P&D
ONS
LIM
TUSD RB
TUSD FR
    
    
    
PERDAS NAO TECNICAS2,00%
RB/ PERDAS D
1,50%
NICAS
1,00%
0,50%
0,00%
(0,50%)
NS
TUSDG-T
CUSD    TFSEE
P&D
ONS
C
LIM
TUSD RB
TUSD FR
    

Fl. 20 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
Energia 
Gráfico 10 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: A2 
Modalidade: Azul 
 
 
SUBGRUPO A3a 
 
87. 
A seguir tem-se o resultado para a modalidade verde, subgrupo A3a. As variações relevantes 
observadas são para os componentes CDE, Fio A (Rede Básica), referente à variação do custo regulatório e 
Fio B, reflexo principalmente da nova estrutura tarifária. 
 
 
Energia Ponta 
Energia Fora Ponta 
 
(7,00%)
(6,00%)
(5,00%)
(4,00%)
(3,00%)
(2,00%)
(1,00%)
0,00%
1,00%
2,00%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS
(4,00%)
(2,00%)
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
8,00%
10,00%
12,00%
14,00%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS
(9,00%)
(8,00%)
(7,00%)
(6,00%)
(5,00%)
(4,00%)
(3,00%)
(2,00%)
(1,00%)
0,00%
1,00%
2,00%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS
PERDAS NAO TECNICAS2,00%
B/ PERDAS D 1,00%
0,00%
NICAS (1,00%)
(2,00%)
(3,00%)
(4,00%)
(5,00%)
(6,00%)
(7,00%)
NS
TUSDG-T
CUSD    TFSEE
P&D
ONS
LIM
TUSD RB
TUSD FR
    
    
    
RGR
PERDAS NAO TECNICAS14,00% TFSEE
PERDAS RB/ PERDAS D 12,00% P&D
10,00%
PERDAS TECNICAS 8,00% ONS
6,00%
4,00%
OUTROS CCC
2,00%
0,00%
SUBSIDIO (2,00%) CDE
(4,00%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T    RGR
PERDAS NAO TECNICAS2,00% TFSEE
PERDAS RB/ PERDAS D 0 1 , , 0 0 0 0 % % P&D
(1,00%)
PERDAS TECNICAS (2,00%) ONS
(3,00%)
(4,00%)
OUTROS (5,00%) CCC
(6,00%)
(7,00%)
SUBSIDIO (8,00%) CDE
(9,00%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T
PERDAS NAO TECNICAS14,00%
RB/ PERDAS D 12,00%
10,00%
NICAS 8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%
(2,00%)
(4,00%)
NS
TUSDG-T
CUSD    TFSEE
P&D
ONS
LI
TUSD RB
TUSD FR
    
    
PERDAS NAO TECNICAS2,00%
RB/ PERDAS D 0 1 , , 0 0 0 0 % %
(1,00%)
NICAS (2,00%)
(3,00%)
(4,00%)
(5,00%)
(6,00%)
(7,00%)
(8,00%)
(9,00%)
NS
TUSDG-T
CUSD    TFSEE
P&D
ONS
C
LIM
TUSD RB
TUSD FR
    
    
    

Fl. 21 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Demanda 
Gráfico 11 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: A3a 
Modalidade: Verde 
 
 
SUBGRUPO A4 
 
 
88. 
A seguir, o resultado para as modalidades azul e verde, subgrupo A4. As mesmas 
considerações feitas para o A3a são feitas para o A4. 
 
Demanda Ponta 
Demanda Fora Ponta 
 
0,00%
0,50%
1,00%
1,50%
2,00%
2,50%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS
(0,20%)
0,00%
0,20%
0,40%
0,60%
0,80%
1,00%
1,20%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS
0,00%
0,02%
0,04%
0,06%
0,08%
0,10%
0,12%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS
PERDAS NAO TECNICAS2,50%
RB/ PERDAS D
2,00%
NICAS
1,50%
1,00%
0,50%
0,00%
NS
TUSDG-T
CUSD    TFSEE
P&D
ONS
LIM
TUSD RB
TUSD FR
    
RGR
PERDAS NAO TECNICAS1,20% TFSEE
PERDAS RB/ PERDAS D 1,00% P&D
0,80%
PERDAS TECNICAS ONS
0,60%
OUTROS 0,40% CCC
0,20%
0,00%
SUBSIDIO CDE
(0,20%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T  RGR
PERDAS NAO TECNICAS0,12% TFSEE
PERDAS RB/ PERDAS D 0,10% P&D
PERDAS TECNICAS 0,08% ONS
0,06%
OUTROS CCC
0,04%
0,02%
SUBSIDIO CDE
0,00%
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T
PERDAS NAO TECNICAS1,20%
RB/ PERDAS D 1,00%
0,80%
NICAS
0,60%
0,40%
0,20%
0,00%
(0,20%)
NS
TUSDG-T
CUSD    TFSEE
P&D
ONS
C
LIM
TUSD RB
TUSD FR
    
    
PERDAS NAO TECNICAS0,12%
RB/ PERDAS D 0,10%
NICAS 0,08%
0,06%
0,04%
0,02%
0,00%
NS
TUSDG-T
CUSD    TFSEE
P&D
ONS
C
LIM
TUSD RB
TUSD FR
    

Fl. 22 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Energia 
Gráfico 12 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: A4 
Modalidade: Azul 
 
 
 
Energia Ponta 
 
Energia Fora Ponta 
 
 
Demanda 
Gráfico 13 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: A4 
Modalidade: Verde 
 
89. 
Para a modalidade convencional dos subgrupos A3a e A4 não foi feita análise em função de 
sua extinção a partir desse processo tarifário. 
(0,70%)
(0,60%)
(0,50%)
(0,40%)
(0,30%)
(0,20%)
(0,10%)
0,00%
0,10%
0,20%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS
(2,00%)
(1,00%)
0,00%
1,00%
2,00%
3,00%
4,00%
5,00%
6,00%
7,00%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS
(7,00%)
(6,00%)
(5,00%)
(4,00%)
(3,00%)
(2,00%)
(1,00%)
0,00%
1,00%
2,00%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS
0,00%
0,20%
0,40%
0,60%
0,80%
1,00%
1,20%
1,40%
1,60%
1,80%
2,00%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS

Fl. 23 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
SUBGRUPO B1 
 
90. 
Para o subgrupo B1, a variação relevante observada é para a componente CDE. 
 
 
Gráfico 14 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: B1 
Modalidade: Convencional 
 
 
91. 
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 
 
92. 
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. 
 
93. 
O impacto para o subgrupo A4 foi devido a alteração metodológica, com a definição de uma 
tarifa de referência nos termos do PRORET, o que motivou uma transição das tarifas de referência que deverá 
ser considerada nos próximos processos tarifários. 
 
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
94. 
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; 
(7,00%)
(6,00%)
(5,00%)
(4,00%)
(3,00%)
(2,00%)
(1,00%)
0,00%
1,00%
2,00%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS

Fl. 24 Nota Técnica nº 126/2016-SGT/ANEEL, de 02/05/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
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 
 
95. 
A presente Nota Técnica, em complemento com as planilhas de cálculo, apresenta o processo 
de construção da estrutura das tarifas da EDEVP 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. 
 
96. 
Os valores foram calculados utilizando dados enviados pela distribuidora e outros definidos no 
processo de revisão tarifária até o momento.  
 
97. 
Cabe destacar que, nos termos do Submódulo 7.1 do PRORET, a distribuidora não solicitou 
flexibilização dos parâmetros de cálculo. 
 
 
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
98. 
Recomenda-se a submissão desta Nota Técnica à Diretoria colegiada da ANEEL para subsidiar 
a aprovação da nova estrutura tarifária como parte do processo de Revisão Tarifária Periódica de 2016 da 
EDEVP. 
 
 
DENIS PEREZ JANNUZZI 
Especialista em Regulação 
ROBSON KUHN YATSU 
Especialista em Regulação 
 
De acordo 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária - SGT