48581.002048/2016-00 
Nota Técnica no 224/2016–SGT/ANEEL 
 
Em 30 de junho de 2016. 
 
 
 
Processo nº 48500.000016/2016-83 
 
Assunto: Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema 
de Distribuição – TUSD – e de Tarifa de Energia 
– TE – da ETO – Companhia de Energia Elétrica do 
Estado do Tocantins relativas à revisão tarifária 
periódica de 2016 – Versão Final. 
 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
 
1. 
Apresentar o cálculo das Tarifas de Referência e Aplicação da TUSD e TE, relativas à revisão 
tarifária periódica de 2016 da Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins - ETO. 
 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
A presente Nota Técnica apresenta os cálculos da estrutura tarifária da ETO a ser aplicada 
em sua revisão tarifária. 
 
3. 
O Contrato de Concessão nº 52/1999, concede a exploração dos serviços públicos de 
distribuição de energia elétrica para a ETO e estabelece o ciclo tarifário da distribuidora, com a quarta revisão 
tarifária periódica definida para 04/07/2016. 
 
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. 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: C5E24D7E0037F3C4 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU

Fl. 2 Nota Técnica nº 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
6. 
A Resolução Normativa nº 657/2015, de 14 de abril de 2015, aprovou os aprimoramentos da 
metodologia de estrutura tarifária das concessionárias de distribuição de energia elétrica, resultante da proposta 
discutida na Audiência Pública nº 048/2014. 
 
7. 
A proposta preliminar da estrutura tarifária foi disponibilizada na Audiência Pública nº 23/20161, 
pela Nota Técnica nº 111/2016-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 216/2016-SGT/ANEEL, de 24 de junho de 2016. 
 
REFERÊNCIA DOS DADOS UTILIZADOS 
 
9. 
Os dados utilizados foram encaminhados pela distribuidora e também foram obtidos de outros 
processos que se relacionam com o cálculo da estrutura tarifária. 
 
Tabela 1 - Dados utilizados no processo 
Dado 
Origem 
Mercado 
Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – 
SAMP 
Carta ENERGISATO/VPR-ANEEL/Nº005/2015, de 12 de fevereiro de 2016 
Custos regulatórios 
Nota Técnica nº 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016, que define o reposicionamento tarifário 
Dados Físicos 
Carta ENERGISATO/VPR-ANEEL/Nº005/2015, de 12 de fevereiro de 2016 
Correspondência eletrônica de 29/02/2016 
Curvas de carga e 
Fluxo de potência 
Carta ENERGISATO/VPR-ANEEL/Nº005/2015, de 12 de fevereiro de 2016 
Custos unitários 
Carta ENERGISATO/VPR-ANEEL/Nº005/2015, de 12 de fevereiro de 2016 
Dados de perdas 
Técnicas 
Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD 
Nota Técnica nº 90/2016-SRD/ANEEL, de 16/06/2016 e Memorando nº 238/2016-SRD/ANEEL 
 
10. 
Os dados foram solicitados à distribuidora pelo Ofício nº 516/2015-SRD/SGT/ANEEL.  
 
 
III – DA ANÁLISE 
 
                                                          
 
1 www.aneel.gov.br, no link Informações Técnicas  Audiências/Consultas 
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  Dado      Origem  
Mercado      Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica –
SAMP
Carta ENERGISATO/VPR-ANEEL/Nº005/2015, de 12 de fevereiro de 2016    
Custos regulatórios      Nota Técnica nº 212/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016, que define o reposicionamento tarifário    
Dados Físicos      Carta ENERGISATO/VPR-ANEEL/Nº005/2015, de 12 de fevereiro de 2016
Correspondência eletrônica de 29/02/2016    
Curvas de carga e
Fluxo de potência      Carta ENERGISATO/VPR-ANEEL/Nº005/2015, de 12 de fevereiro de 2016    
Custos unitários      Carta ENERGISATO/VPR-ANEEL/Nº005/2015, de 12 de fevereiro de 2016    
Dados de perdas
Técnicas      Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
Nota Técnica nº 90/2016-SRD/ANEEL, de 16/06/2016 e Memorando nº 238/2016-SRD/ANEEL    

Fl. 3 Nota Técnica nº 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
III.1 – RESULTADOS 
 
CONSUMIDORES 
 
11. 
O resultado da revisão tarifária da ETO implicará efeitos médios a serem percebidos de forma 
distinta de acordo com o subgrupo 2, 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 1.919/2015. 
 
 
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
A3
A3a
A4
AS
B1
B2
B3
B4
A
B
GLOBAL
Série1
3,71%
10,63%
13,22%
10,02%
0,00%
13,79%
13,79%
13,79%
13,79%
9,99%
13,79%
12,81%
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
8,00%
10,00%
12,00%
14,00%
16,00%
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  A2  A3  A3a  A4  AS  B1  B2  B3  B4  A  B  GLOBAL
Série1  3,71%  10,63%  13,22%  10,02%  0,00%  13,79%  13,79%  13,79%  13,79%  9,99%  13,79%  12,81%

Fl. 4 Nota Técnica nº 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016 
 
 
* 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
Azul
Verde
Azul
Verde
Conv
Conv
Conv
Conv
A2
A3
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
-24,01%
-35,89%
6,81%
10,13%
2,77%
5,53%
12,63%
12,63%
12,63%
12,63%
-40,00%
-30,00%
-20,00%
-10,00%
0,00%
10,00%
20,00%
Azul
Azul
Azul
Verde
Azul
Verde
Conv
Conv
Conv
Conv
A2
A3
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
15,57%
15,32%
0,00%
15,59%
15,45%
15,50%
15,34%
15,34%
15,34%
15,34%
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
8,00%
10,00%
12,00%
14,00%
16,00%
18,00%
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  Azul
A2  Azul
A3  Azul Verde
A3a    Azul Verde
A4    Conv
B1  Conv
B2  Conv
B3  Conv
B4
  -24,01%  -35,89%  6,81%  10,13%  2,77%  5,53%  12,63%  12,63%  12,63%  12,63%
  Azul
A2  Azul
A3  Azul Verde
A3a    Azul Verde
A4    Conv
B1  Conv
B2  Conv
B3  Conv
B4
  15,57%  15,32%  0,00%  15,59%  15,45%  15,50%  15,34%  15,34%  15,34%  15,34%

Fl. 5 Nota Técnica nº 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016 
 
 
* 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: Geração e 
Distribuição 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
Azul
Verde
Azul
Verde
Conv
Conv
Conv
Conv
A2
A3
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
5,46%
-7,19%
6,81%
12,77%
6,28%
10,24%
13,79%
13,79%
13,79%
13,79%
-10,00%
-5,00%
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
A2
A3
A3a
A4
B
A2
A3
A3a
A4
B
Ger
Ger
Ger
Ger
Ger
Dist
Dist
Dist
Dist
Dist
-7,74%
11,73%
25,03%
25,03%
0,00%
0,00%
0,00%
49,87%
0,00%
0,00%
-20,00%
-10,00%
0,00%
10,00%
20,00%
30,00%
40,00%
50,00%
60,00%
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  Azul
A2  Azul
A3  Azul Verde
A3a    Azul Verde
A4    Conv
B1  Conv
B2  Conv
B3  Conv
B4
  5,46%  -7,19%  6,81%  12,77%  6,28%  10,24%  13,79%  13,79%  13,79%  13,79%
  A2
Ger  A3
Ger  A3a
Ger  A4
Ger  B
Ger  A2
Dist  A3
Dist  A3a
Dist  A4
Dist  B
Dist
  -7,74%  11,73%  25,03%  25,03%  0,00%  0,00%  0,00%  49,87%  0,00%  0,00%

Fl. 6 Nota Técnica nº 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016 
 
 
* 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)
525,74
1159,40
728,20
421,34
120,53%
38,51%
-19,86%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda
517,69
B2 (< 2,3 kV - Rural)
368,02
820,23
514,94
296,67
122,88%
39,92%
-19,39%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)
525,74
1221,26
765,32
433,72
132,29%
45,57%
-17,50%
B4a (< 2,3 kV - IP)
289,16
Subgrupo
Convencional  (R$/MWh)
Branca (R$/MWh)
Variação tarifa Branca/Convencional
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Subgrupo  Convencional (R$/MWh)  Branca (R$/MWh)      Variação tarifa Branca/Convencional    
    Ponta  Intermediário  Fora Ponta  Ponta  Intermediário  Fora Ponta
B1 (< 2,3 kV - Residencial)  525,74  1159,40  728,20  421,34  120,53%  38,51%  -19,86%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda  517,69            
B2 (< 2,3 kV - Rural)  368,02  820,23  514,94  296,67  122,88%  39,92%  -19,39%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)  525,74  1221,26  765,32  433,72  132,29%  45,57%  -17,50%
B4a (< 2,3 kV - IP)  289,16            
  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 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016 
 
 
* 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$/kW
AT-2
234,18
AT-3
357,92
MT
650,76
BT
583,75
Agrupamento
Agrupamento
AT-2
AT-3
MT
BT
AT-2
1,00
AT-3
0,47
1,00
MT
0,93
0,10
1,00
BT
0,93
0,10
1,00
1,00
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DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU
Agrupamento  Custo Médio
  R$/kW
AT-2  234,18
AT-3  357,92
MT  650,76
BT  583,75
Agrupamento  AT-2  AT-3  MT  BT
AT-2  1,00      
AT-3  0,47  1,00    
MT  0,93  0,10  1,00  
BT  0,93  0,10  1,00  1,00

Fl. 8 Nota Técnica nº 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016 
 
 
* 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 
 
                                                          
 
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. 
 -
 2,0
 4,0
 6,0
 8,0
 10,0
 12,0
 14,0
 16,0
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
 70,0
 80,0
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
 -
 50,0
 100,0
 150,0
 200,0
 250,0
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
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: C5E24D7E0037F3C4 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU
16,0
14,0
12,0
10,0
W M 8,0
6,0
4,0
2,0
-
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  80,0
70,0
60,0
50,0
W M 40,0
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
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              

Fl. 9 Nota Técnica nº 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Gráfico 9 – Agregado Consumidores-tipo 
 
iv. 
Definição dos postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário 
 
24. 
Os custos marginais de capacidade foram calculados para os postos tarifários ponta e fora 
ponta, definidos na REN nº 414/10: 
 
 
Horário de ponta: período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora, 
considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda a área de 
concessão, com exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira da Paixão, 
Corpus Christi e mais oito feriados nacionais; 
 
 
Horário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e 
complementares àquelas definidas no horário de ponta. 
 
25. 
A ETO informou que o horário de ponta praticado atualmente é o das 18h00 às 20h59 e não 
se aplica a hora de verão em sua área de concessão, conforme Decreto nº 6.558, de 8 de setembro de 2008. 
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 
 -
 50
 100
 150
 200
 250
 300
 350
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
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: C5E24D7E0037F3C4 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU
                      AT  -2 AT  -3 M  T BT          P  OSTO  PONTA            
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                      18 19 20 2                

Fl. 10 Nota Técnica nº 224/2016-SGT/ANEEL, de 30/06/2016 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
 
 
v. 
Fatores de Perdas de Potência 
 
28. 
O Fator de Perdas de Potência – fpp – é utilizado no cálculo da estrutura vertical da Parcela B 
e da Tarifa de Referência dos custos de uso dos sistemas de transmissão e do sistema de distribuição de outras 
distribuidoras. 
 
29. 
Utilizou-se a perda de potência para a demanda média, calculada no processo definição dos 
índices de perdas técnicas, conforme Módulo 7 do PRODIST, como estimativa da taxa média de perda potência.  
 
Tabela 7 – Fatores de Perdas de Potência para demanda média 
 
 
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. 
                                                          
 
6 No cálculo da Estrutura Vertical das distribuidoras, a ANEEL utiliza o aplicativo CTR, versão 2.20.0.1. 
 
Grupo A
Posto Fora Ponta
Posto Ponta
21h00 às 17h59 (dia 
seguinte)
18h00 às 20h59
Grupo B
Posto Fora Ponta
Posto 
Intermediário
17h00 às 17h59
21h00 às 21h59
22h00 às 16h59 (dia 
seguinte)
Posto Ponta
18h00 às 20h59
Agrupamento
AT-2
AT-3
MT
BT
AT-2
0,0313
AT-3
0,0382
0,0056
MT
0,0594
0,0301
0,0237
BT
0,0954
0,0651
0,0585
0,0084
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: C5E24D7E0037F3C4 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU
Grupo A  
Posto Fora Ponta  Posto Ponta
21h00 às 17h59 (dia
seguinte)  18h00 às 20h59
Grupo B    
Posto Fora Ponta  Posto
Intermediário  Posto Ponta
22h00 às 16h59 (dia
seguinte)  17h00 às 17h59  18h00 às 20h59
  21h00 às 21h59  
Agrupamento  AT-2  AT-3  MT  BT
AT-2  0,0313      
AT-3  0,0382  0,0056    
MT  0,0594  0,0301  0,0237  
BT  0,0954  0,0651  0,0585  0,0084