* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Nota Técnica no 204/2021–SGT/ANEEL 
 
Em 23 de agosto de 2021 
 
 
 
Processo nº 48500.004618/2020-96 
 
Assunto: Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de 
Distribuição – TUSD – e de Tarifa de Energia – TE – da 
CEMAR − Companhia Energética do Maranhão 
relativas à revisão tarifária periódica de 2021 – Versão 
Final. 
 
 
 
 
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 Companhia Energética do Maranhão - CEMAR. 
 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
O Contrato de Concessão nº 60/2000, concede a exploração dos serviços públicos de distribuição de 
energia elétrica para a CEMAR e estabelece o ciclo tarifário da distribuidora, com a quarta revisão tarifária periódica 
definida para 28/08/2021. 
 
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. 
 
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P. 2 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
6. 
A proposta preliminar da estrutura tarifária foi apresentada na Consulta Pública - CP n° 029/20211, 
pela Nota Técnica nº 098/2021-SGT/ANEEL, de 24/05/2021. para recebimento de contribuições com vistas ao 
aprimoramento do cálculo. 
 
7. 
As contribuições recebidas foram analisadas e o Relatório de Análise das Contribuições constam da 
Nota Técnica nº 187/2021-SGT/ANEEL, de 17 de agosto de 2021. 
 
REFERÊNCIA DOS DADOS UTILIZADOS 
 
8. 
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 CE-REG-EQTL MA Nº 016/2020, de 11 de março de 2021. 
Custos regulatórios 
Nota Técnica nº 0189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021, que define o reposicionamento tarifário 
Dados Físicos 
Carta CE-REG-EQTL MA Nº 016/2020 , de 11 de março de 2021. 
Curvas de carga e 
Fluxo de potência 
Carta CE-REG-EQTL MA Nº 016/2020 , de 11 de março de 2021. 
Custos unitários 
Carta CE-REG-EQTL MA Nº 016/2020, de 11 de março de 2021, e contribuição na CP n. 29/2021.  
Dados de perdas 
Técnicas 
Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
Nota Técnica nº 093/2021-SRD/ANEEL, de 27/07/2021, e Memorando nº 186/2021-SRD/ANEEL, de 
27/07/2021. 
 
9. 
Os dados foram solicitados à distribuidora pelo Ofício nº 032/2020-SGT/ANEEL, de 05/11/2020. 
 
III – DA ANÁLISE 
 
III.1 – RESULTADOS 
 
CONSUMIDORES 
 
10. 
O resultado da revisão tarifária da CEMAR implicará efeitos médios a serem percebidos de forma 
distinta de acordo com o subgrupo2, modalidade, contratação (cativo ou livre), conforme os resultados demonstrados 
 
 
1 www.aneel.gov.br, no link Participação Pública. 
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) 
 
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  Dado      Origem  
Mercado      Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP
Carta CE-REG-EQTL MA Nº 016/2020, de 11 de março de 2021.    
Custos regulatórios      Nota Técnica nº 0189/2021-SGT/ANEEL, de 18/08/2021, que define o reposicionamento tarifário    
Dados Físicos      Carta CE-REG-EQTL MA Nº 016/2020 , de 11 de março de 2021.    
Curvas de carga e
Fluxo de potência      Carta CE-REG-EQTL MA Nº 016/2020 , de 11 de março de 2021.    
Custos unitários      Carta CE-REG-EQTL MA Nº 016/2020, de 11 de março de 2021, e contribuição na CP n. 29/2021.    
Dados de perdas
Técnicas      Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
Nota Técnica nº 093/2021-SRD/ANEEL, de 27/07/2021, e Memorando nº 186/2021-SRD/ANEEL, de
27/07/2021.    
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P. 3 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
nos gráficos a seguir. A comparação é feita em relação ao último processo tarifário aprovado pela Resolução 
Homologatória nº 2758/2020. 
 
 
Gráfico 1 – Efeito Médio por subgrupo (financeiro) 
 
 
 
Gráfico 2 – Efeito Médio TUSD por modalidade e subgrupo (financeiro) 
 
A3
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
A
B
GLOBAL
Série1
6,04%
4,37%
6,09%
1,69%
9,72%
2,71%
2,20%
5,99%
2,23%
2,79%
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
8,00%
10,00%
12,00%
Azul
Azul
Verde
Azul
Verde
Conv
Conv
Conv
Conv
A3
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
0,70%
3,11%
0,92%
2,71%
0,45%
-5,01%
2,93%
-3,66%
-4,13%
-6,00%
-5,00%
-4,00%
-3,00%
-2,00%
-1,00%
0,00%
1,00%
2,00%
3,00%
4,00%
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  A3  A3a  A4  B1  B2  B3  B4  A  B  GLOBAL
Série1  6,04%  4,37%  6,09%  1,69%  9,72%  2,71%  2,20%  5,99%  2,23%  2,79%
  Azul
A3  Azul Verde
A3a    Azul Verde
A4    Conv
B1  Conv
B2  Conv
B3  Conv
B4
  0,70%  3,11%  0,92%  2,71%  0,45%  -5,01%  2,93%  -3,66%  -4,13%
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P. 4 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
 
Gráfico 3 – Efeito Médio TE por modalidade e subgrupo (financeiro) 
 
 
Gráfico 4 – Efeito Médio por Modalidade e subgrupo, consumidor cativo (financeiro) 
 
DEMAIS ACESSANTES 
 
11. 
O gráfico a seguir apresenta o efeito médio da TUSD para os demais acessantes: Distribuição por 
subgrupo tarifário. 
 
Azul
Azul
Verde
Azul
Verde
Conv
Conv
Conv
Conv
A3
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
18,27%
19,11%
17,26%
17,66%
15,85%
15,33%
23,77%
15,91%
15,33%
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
20,00%
25,00%
Azul
Azul
Verde
Azul
Verde
Conv
Conv
Conv
Conv
A3
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
6,04%
10,00%
6,38%
7,92%
5,82%
1,69%
9,72%
2,72%
2,20%
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
8,00%
10,00%
12,00%
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  Azul
A3  Azul Verde
A3a    Azul Verde
A4    Conv
B1  Conv
B2  Conv
B3  Conv
B4
  18,27%  19,11%  17,26%  17,66%  15,85%  15,33%  23,77%  15,91%  15,33%
  Azul
A3  Azul Verde
A3a    Azul Verde
A4    Conv
B1  Conv
B2  Conv
B3  Conv
B4
  6,04%  10,00%  6,38%  7,92%  5,82%  1,69%  9,72%  2,72%  2,20%
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P. 5 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
 
Gráfico 5 – Efeito Médio por modalidade e subgrupo (demais acessantes) (financeiro) 
 
12. 
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
 
 
III.2 - DADOS DE ENTRADA 
 
13. 
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 
A3a
A4
Dist
Dist
-25,27%
-26,08%
-26,20%
-26,00%
-25,80%
-25,60%
-25,40%
-25,20%
-25,00%
-24,80%
Ponta
Intermediário
Fora Ponta
Ponta
Intermediário
Fora Ponta
B1 (< 2,3 kV - Residencial)
642,07
1440,53
909,16
514,86
124,36%
41,60%
-19,81%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda
598,47
B2 (< 2,3 kV - Rural)
565,02
1240,13
783,53
447,57
119,48%
38,67%
-20,79%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)
642,07
1424,88
899,77
511,73
121,92%
40,14%
-20,30%
B4a (< 2,3 kV - IP)
353,14
Subgrupo
Convencional  (R$/MWh)
Branca (R$/MWh)
Variação tarifa Branca/Convencional
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  A3a
Dist  A4
Dist
  -25,27%  -26,08%
Subgrupo  Convencional (R$/MWh)  Branca (R$/MWh)      Variação tarifa Branca/Convencional    
    Ponta  Intermediário  Fora Ponta  Ponta  Intermediário  Fora Ponta
B1 (< 2,3 kV - Residencial)  642,07  1440,53  909,16  514,86  124,36%  41,60%  -19,81%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda  598,47            
B2 (< 2,3 kV - Rural)  565,02  1240,13  783,53  447,57  119,48%  38,67%  -20,79%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)  642,07  1424,88  899,77  511,73  121,92%  40,14%  -20,30%
B4a (< 2,3 kV - IP)  353,14            
  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    
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P. 6 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
III.3 - TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD 
 
i. 
Cálculo dos Custos Médios 
 
14. 
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. 
 
15. 
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. 
 
16. 
Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na Tabela 4. 
 
Tabela 4 – Custos Médios 
 
 
ii. 
Cálculo da Proporção de Fluxo 
 
17. 
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. 
 
18. 
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. 
 
Custo Médio
R$/kW
AT-2
248,47
AT-3
198,97
MT
1109,60
BT
868,16
Agrupamento
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Agrupamento  Custo Médio
  R$/kW
AT-2  248,47
AT-3  198,97
MT  1109,60
BT  868,16
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P. 7 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
Tabela 5 – Proporção de Fluxo Total3 
 
 
iii. 
Tipologias de cargas e redes 
 
19. 
As tipologias representam o comportamento dos consumidores e o carregamento das redes da 
distribuidora em análise.  
 
20. 
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. 
 
21. 
Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela distribuidora foram ajustadas ao mercado 
de referência dos respectivos agrupamentos4. 
 
22. 
Os agregados das tipologias de carga por agrupamento já ajustados ao mercado são apresentados 
nos Gráficos a seguir. 
 
 
Gráfico 6 – Consumidor-tipo AT-3 – Agregado 
 
Gráfico 7 – Consumidor-tipo MT – Agregado 
Gráfico 8 – Consumidor-tipo BT – Agregado 
 
 
3 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. 
4 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. 
Agrupamento
AT-2
AT-3
MT
BT
AT-2
1,00
AT-3
0,13
1,00
MT
0,13
0,99
1,00
BT
0,13
0,99
1,00
1,00
 -
 5,0
 10,0
 15,0
 20,0
 25,0
 30,0
 35,0
 40,0
 45,0
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
 300,0
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
 -
 100,0
 200,0
 300,0
 400,0
 500,0
 600,0
 700,0
 800,0
 900,0
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
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Agrupamento  AT-2  AT-3  MT  BT
AT-2  1,00      
AT-3  0,13  1,00    
MT  0,13  0,99  1,00  
BT  0,13  0,99  1,00  1,00
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
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P. 8 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
 
Gráfico 9 – Agregado Consumidores-tipo 
 
iv. 
Definição dos postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário 
 
23. 
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. 
 
24. 
A CEMAR informou que o horário de ponta praticado atualmente é o das 18h00 às 21h00. Ela solicitou 
que fossem mantidos os atuais postos tarifários, motivado pelo comportamento da carga, em especial das unidades 
consumidoras de baixa tensão. 
 
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 de seu sistema 
elétrico. 
 
26. 
Quanto ao posto intermediário, aplicável somente à modalidade tarifária horária Branca do Grupo B, 
a distribuidora apresentou proposta de manter os atuais postos. Portanto, conforme regulamentação do PRORET, 
esses são definidos em dois períodos: 2(duas) horas anteriores e 1(uma) hora posterior ao posto ponta.  
 
 
 
 
 
 
 
 -
 100
 200
 300
 400
 500
 600
 700
 800
 900
 1.000
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
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Número: 48581.001316/2021-00
                      AT  -2 AT  -3 M  T BT              POSTO  PONTA          
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                        9 20 21 2              
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P. 9 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
Tabela 6 – Postos tarifários 
 
 
 
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.  
 
Tabela 7 – Fatores de Perdas de Potência para demanda média 
 
 
vi. 
Estrutura Vertical5 
 
29. 
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. 
 
30. 
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. 
 
 
 
5 No cálculo da Estrutura Vertical das distribuidoras, a ANEEL utiliza o aplicativo CTR, versão 2.20.0.1. 
 
Posto Fora Ponta
Posto Ponta
21h00 às 17h59 (dia 
seguinte)
18h00 ás 20h59
Grupo A
Posto Fora Ponta
Posto Intermediário
16h00 às 17h59
21h00 às 21h59
22h00 às 15h59 (dia 
seguinte)
18h00 ás 20h59
Grupo B
Posto Ponta
Agrupamento
AT-2
AT-3
MT
BT
AT-2
0,0035
AT-3
0,0235
0,0195
MT
0,0618
0,0576
0,0304
BT
0,1078
0,1034
0,0751
0,0186
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Número: 48581.001316/2021-00
Grupo A  
Posto Fora Ponta  Posto Ponta
21h00 às 17h59 (dia
seguinte)  18h00 ás 20h59
Grupo B    
Posto Fora Ponta  Posto Intermediário  Posto Ponta
22h00 às 15h59 (dia
seguinte)  16h00 às 17h59  18h00 ás 20h59
  21h00 às 21h59  
Agrupamento  AT-2  AT-3  MT  BT
AT-2  0,0035      
AT-3  0,0235  0,0195    
MT  0,0618  0,0576  0,0304  
BT  0,1078  0,1034  0,0751  0,0186
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P. 10 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
31. 
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).  
 
32. 
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 
 
 
 
Gráfico 10 – Estrutura Vertical 
 
vii. 
Tarifas de Referência 
 
33. 
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. 
 
34. 
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. 
 
35. 
As Tarifas de Referência consideradas no cálculo da TUSD estão detalhadas na Tabela a seguir. 
 
 
Agrupamento
EV%
EV%
Nova (RTP atual)
Vigente (último IRT)
AT-2
0,00%
0,00%
AT-3
0,45%
0,64%
MT
15,88%
15,43%
BT
83,66%
83,93%
0,00%
0,00%
0,45%
0,64%
15,88%
15,43%
83,66%
83,93%
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
AT-3
MT
BT
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Número: 48581.001316/2021-00
Agrupamento  EV%  EV%
  Nova (RTP atual)  Vigente (último IRT)
AT-2  0,00%  0,00%
AT-3  0,45%  0,64%
MT  15,88%  15,43%
BT  83,66%  83,93%
o
m 0,
it
lú
% ( ) T
V e R
E tI
n
e
g
iV
)
la
u
t
a
% P
V T
E R
(
a
v
o
N
0,64%
15,43  %          83,93  %      
0,00%                    
0,45%
15,88  %          83,66  %      
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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$/MWh) 
TUSD – Perdas RB / 
Distribuição 
Custo das perdas elétricas na Rede Básica devido às 
perdas no sistema de distribuição 
Perdas do Subgrupo 
Tarifário (R$/MWh) 
TUSD – Encargos 
(P&D_EE, TFSEE) 
Custos dos Encargos Setoriais (P&D_EE, TFSEE) 
Selo por subgrupo (R$/MWh) 
TUSD – Encargos 
(ONS*, PROINFA) 
Custos dos Encargos Setoriais (ONS e PROINFA) 
Selo (R$/MWh) 
TUSD – Encargos 
(CDE) 
Custo do Encargo Setorial (CDE) 
Trajetória regulatória 
estabelecida no PRORET 
7.2 (Tabela 2) (R$/MWh) 
* somente para contratos que ainda não celebraram o termo aditivo. 
 
36. 
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 
 
37. 
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. 
 
38. 
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. 
 
39. 
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 
 
40. 
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. 
 
41. 
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. 
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Número: 48581.001316/2021-00
  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)    
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
(ONS*, PROINFA)      Custos dos Encargos Setoriais (ONS e PROINFA)      Selo (R$/MWh)    
TUSD – Encargos
(CDE)      Custo do Encargo Setorial (CDE)      Trajetória regulatória
estabelecida no PRORET
7.2 (Tabela 2) (R$/MWh)    
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P. 12 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
42. 
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 CEMAR, a atual relação ponta/fora de ponta foi alterada 
nos agrupamentos AT-3. 
 
43. 
A Tabela a seguir apresenta a relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD 
TRANSPORTE da CEMAR. 
 
Tabela 10 - Relação entre os postos tarifários 
da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE 
 
 
c) 
Tarifas de Referência – Perdas Técnicas 
 
44. 
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 
 
45. 
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. 
 
46. 
A mesma Tarifa de Referência é adotada para o cálculo da componente Receitas Irrecuperáveis. 
 
e) 
Tarifas de Referência – Encargos 
 
47. 
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. 
 
48. 
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. 
 
RINT-FP
Atual
(Último reajuste)
AT-2
                                         -                              -   
AT-3
                                    2,82                       2,27 
MT
                                    2,94                       2,94 
AS
                                         -                              -   
BT
                                    5,00                       5,00                       3,00 
RPFP
Agrupamento
RTP
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Número: 48581.001316/2021-00
  RPFP    RINT-FP
Agrupamento  Atual  RTP  
  (Último reajuste)    
AT-2  -  -  
AT-3  2,82  2,27  
MT  2,94  2,94  
AS  -  -  
BT  5,00  5,00  3,00
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P. 13 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
49. 
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 TFSE 
 
50. 
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.   
 
51. 
Deve-se considerar ainda a não incidência das componentes tarifárias CDE e PROINFA para a 
subclasse residencial baixa renda. 
 
 
f) 
Tarifas de Referência – Modalidades 
 
52. 
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. 
 
53. 
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. 
 
54. 
O valor do fator de carga de cruzamento das retas tarifárias foi definido em 0,66, valor padrão 
regulamentado no PRORET.  
 
55. 
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. 
 
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 
 
 
 
 
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  Subgrupo/Grupo      Agrupamento  
A2      AT-2    
A3      AT-3    
A3a      MT    
A4      MT    
AS      BT    
B      BT    
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P. 14 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
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 
 
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.  
 
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 CEMAR, 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 EQUATORIAL MARANHÃO não existem centrais geradoras pertencentes a este subgrupo tarifário. 
 
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 
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 
 
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. 
 
 
 
 
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  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    
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    
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P. 15 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
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 referência6 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. 
 
70. 
As tarifas obtidas são chamadas Tarifas Base Econômica, pois recuperam os custos econômicos 
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 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. 
 
 
 
6 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão 
tarifária periódica. 
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P. 16 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
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 EQUATORIAL 
MARANHÃO foi utilizada a estrutura tarifária padrão estabelecida no PRORET. 
 
III.8 – TARIFAS ESPECÍFICAS 
 
i. Centrais geradoras do subgrupo A2 
 
78. 
Como já citado, as tarifas são definidas segundo a REN nº 349/2009, sendo uma tarifa locacional e 
nominal.  
 
79. 
No caso da EQUATORIAL MARANHÃO, não existem centrais geradoras pertencentes a este 
subgrupo tarifário. 
 
ii. Unidades consumidoras do subgrupo A1 
 
80. 
A EQUATORIAL MARANHÃO não atende nenhuma unidade consumidora neste subgrupo. Conforme 
a distribuidora informou à ANEEL, o consumidor Brasil Kirin bebidas encerrou o contrato de uso ao sistema de 
distribuição (CUSD) em 230kV (subgrupo A1) com essa distribuidora e assinou o contrato de uso ao sistema de 
transmissão (CUST) em 230 kV para acessar a Rede Básica. 
 
81. 
Como houve essa migração, não haverá a publicação da tarifa desse consumidor, nos termos da 
REN n. 722/2016. 
 
III.9 - ENCARGO DE CONEXÃO DE ACESSANTES 
 
82. 
São responsáveis pelo pagamento deste encargo de conexão as unidades consumidoras do 
subgrupo A1 e as distribuidoras classificadas como tipo D1 e D3 nos termos do PRORET Submódulo 7.2, que utilizam 
instalações específicas na conexão que devem ser remuneradas por meio de um encargo calculado pela ANEEL nos 
termos do Submódulo 6.3 do PRORET. Os demais tipos de acesso não possuem encargo de conexão com valor 
regulado definido pela ANEEL. 
 
83. 
Procede-se o cálculo do referido encargo com base em informações prestadas pela distribuidora 
quanto a classificação da conexão (no caso de distribuidoras) e os ativos de uso exclusivo que sejam ativo em serviço 
da distribuidora. Consideram-se os custos dos ativos baseado no banco de preços regulatório da ANEEL, estabelecido 
pela REH n. 2.549/2019 salvo os casos de ativos em que não existam no banco de preços (por exemplo, sistema de 
medição). Considera-se ainda os encargos setoriais. 
 
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P. 17 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
84. 
O cálculo é realizado no processo de revisão tarifária e nos reajustes tarifários anuais esta parcela é 
reajustada pelo IGP-M. Já os ativos de propriedade da transmissora são atualizados conforme reajuste da receita 
anual da transmissora.  
 
Tabela 14 – Encargo de Conexão de acessantes  
 
 
 
Tabela 15 – Tipo de conexão – Modalidade Distribuição  
 
Distribuidora 
Subgrupo 
Tipo de acesso 
CEPISA 
A4 
D4 
ETO 
A3a 
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. Cabe 
destacar que se soma a esse valor o ajuste (positivo ou negativo) referente aos descontos considerados no processo 
tarifário anterior. 
 
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 16 – Subsídio tarifário cobertos pela CDE 
 
 
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. 
Acessante
Modalidade/Subgrupo
Fio A
Fio B
Encargos
Total
Brasil Kirin bebidas
 Azul / A1 
R$ 66.163,32
R$ 932,70
R$ 67.096,02
Encargo Anual (R$)
DESCONTO
PREVISÃO (anual)
R$
Subsídio Carga Fonte Incentivada
R$ 81.838.490,32
Subsídio Geração Fonte Incentivada
R$ 0,00
Subsídio Distribuição
R$ 0,00
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
R$ 11.115.484,47
Subsídio Rural
R$ 16.065.364,80
Subsídio Irrigante/Aquicultor
R$ 8.156.182,15
Subsídio Baixa Renda
R$ 258.233.932,19
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Acessante  Modalidade/Subgrupo  Encargo Anual (R$)      
    Fio A  Fio B  Encargos  Total
Brasil Kirin bebidas  Azul / A1    R$ 66.163,32  R$ 932,70  R$ 67.096,02
  Distribuidora      Subgrupo      Tipo de acesso
CEPISA      A4      D4  
ETO      A3a      D4  
DESCONTO  PREVISÃO (anual)
  R$
Subsídio Carga Fonte Incentivada  R$ 81.838.490,32
Subsídio Geração Fonte Incentivada  R$ 0,00
Subsídio Distribuição  R$ 0,00
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento  R$ 11.115.484,47
Subsídio Rural  R$ 16.065.364,80
Subsídio Irrigante/Aquicultor  R$ 8.156.182,15
Subsídio Baixa Renda  R$ 258.233.932,19
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P. 18 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
III.11 – TRANSIÇÕES 
 
88. 
No caso da EQUATORIAL MARANHÃO não foi aplicada nenhuma transição na construção das 
tarifas.  
 
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 às componentes tarifárias ESS/ERR, CDE Covid TE e Energia Revenda. 
 
91. 
Para melhor observação e avaliação qualitativa, abaixo há um gráfico tipo radar que distribui o efeito 
médio de 15,61% pelos diferentes custos regulatórios. 
 
 
Gráfico 11 – 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.  
 
93. 
No gráfico a seguir, analisando toda a receita recuperada pela TUSD, observa-se que as variações 
mais significativas são as componentes Fio B (distribuição) e Subsídio. 
 
(4,00%)
(2,00%)
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
8,00%
P&D
ESS/ERR
CFURH
CDE Covid TE
ENERGIA REVENDA
ITAIPU
TUST ITAIPU
TUST CI
SUBSIDIO
PERDAS RB/C
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PERDAS RB/C
I
TUST ITAIPU  8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%
(2,00%)
(4,00%)  ESS/ERR
ENERGIA REVE
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P. 19 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
 
Gráfico 12 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: todos (média) 
Modalidade: todos (média) 
 
SUBGRUPO A3 
 
94. 
Para a modalidade azul, subgrupo A3, as variações relevantes observadas são para os componentes: 
CDE Covid, Proinfa e Subsídio devido à variação do custo regulatório, e Fio B (Distribuição) devido à nova estrutura 
tarifária juntamente com a variação do custo regulatório.  
 
 
 
Demanda Ponta 
Demanda Fora Ponta 
 
(4,00%)
(3,00%)
(2,00%)
(1,00%)
0,00%
1,00%
2,00%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
(9,00%)
(8,00%)
(7,00%)
(6,00%)
(5,00%)
(4,00%)
(3,00%)
(2,00%)
(1,00%)
0,00%
1,00%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
(1,50%)
(1,00%)
(0,50%)
0,00%
0,50%
1,00%
1,50%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
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P. 20 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
 
 
 
Energia 
 
Gráfico 13 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: A3 
Modalidade: Azul 
 
 
SUBGRUPO A3a 
 
95. 
A seguir tem-se o resultado para as modalidades azul e verde, subgrupo A3a. As variações relevantes 
observadas são para as componentes Subsídio e Fio B, devido à variação do custo regulatório, e Fio A (Rede Básica), 
devido à nova estrutura tarifária. 
 
Demanda Ponta 
Demanda Fora Ponta 
 
(2,00%)
(1,00%)
0,00%
1,00%
2,00%
3,00%
4,00%
5,00%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
(0,00%)
(0,00%)
(0,00%)
(0,00%)
(0,00%)
(0,00%)
(0,00%)
(0,00%)
0,00%
0,00%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
(0,00%)
(0,00%)
(0,00%)
(0,00%)
(0,00%)
(0,00%)
(0,00%)
(0,00%)
0,00%
0,00%
0,00%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
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P. 21 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
 
 
 
 
Energia 
Gráfico 14 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: A3a 
Modalidade: Azul 
 
 
 
 
 
Energia Ponta 
Energia Fora Ponta 
 
Demanda 
Gráfico 15 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: A3a 
Modalidade: Verde 
 
SUBGRUPO A4 
 
(0,00%)
(0,00%)
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,01%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
(0,90%)
(0,80%)
(0,70%)
(0,60%)
(0,50%)
(0,40%)
(0,30%)
(0,20%)
(0,10%)
0,00%
0,10%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
(1,00%)
(0,50%)
0,00%
0,50%
1,00%
1,50%
2,00%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
(2,00%)
(1,50%)
(1,00%)
(0,50%)
0,00%
0,50%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
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P. 22 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
96. 
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 
 
 
Energia 
Gráfico 16 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: A4 
Modalidade: Azul 
 
 
 
Energia Ponta 
 
Energia Fora Ponta 
 
(0,30%)
(0,25%)
(0,20%)
(0,15%)
(0,10%)
(0,05%)
0,00%
0,05%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
(0,14%)
(0,12%)
(0,10%)
(0,08%)
(0,06%)
(0,04%)
(0,02%)
0,00%
0,02%
0,04%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
(0,15%)
(0,10%)
(0,05%)
0,00%
0,05%
0,10%
0,15%
0,20%
0,25%
0,30%
0,35%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
(1,20%)
(1,00%)
(0,80%)
(0,60%)
(0,40%)
(0,20%)
0,00%
0,20%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
(0,60%)
(0,40%)
(0,20%)
0,00%
0,20%
0,40%
0,60%
0,80%
1,00%
1,20%
1,40%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
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P. 23 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
 
Demanda 
Gráfico 17 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: A4 
Modalidade: Verde 
 
SUBGRUPO B1 
 
97. 
Para o subgrupo B1, as variações relevantes observadas são para as componentes Fio B e Subsídio, 
devido à variação do custo regulatório. 
  
 
Gráfico 18 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: B1 
Modalidade: Convencional 
 
98. 
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 
 
99. 
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  
 
100. 
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.  
 
(1,20%)
(1,00%)
(0,80%)
(0,60%)
(0,40%)
(0,20%)
0,00%
0,20%
0,40%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
(5,00%)
(4,00%)
(3,00%)
(2,00%)
(1,00%)
0,00%
1,00%
2,00%
CDE Covid TUSD
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
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
RI
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P. 24 Nota Técnica nº 204/2021-SGT/ANEEL, de 23/08/2021. 
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
101. 
São fundamentos legais e infra legais: 
 
• 
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 
 
102. 
A presente Nota Técnica, em complemento com as planilhas de cálculo, apresenta o processo de 
construção da estrutura das tarifas da CEMAR e a análise dos resultados. Tais documentos devem subsidiar a 
proposta de Revisão Tarifária Periódica da distribuidora. 
 
103. 
Os valores foram calculados, utilizando dados enviados pela distribuidora e outros definidos no 
processo de revisão tarifária. 
 
104. 
Cabe destacar que, nos termos do Submódulo 7.1 do PRORET, a distribuidora não solicitou nenhuma 
flexibilização dos parâmetros de cálculo. 
 
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
105. 
Recomenda-se a submissão desta Nota Técnica à Diretoria colegiada da ANEEL para subsidiar a 
definição da estrutura tarifária, como parte do processo da Revisão Tarifária Periódica de 2021 da CEMAR. 
 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
GEOVANE A S CAPUTO 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
ROBSON KUHN YATSU 
Especialista em Regulação 
De acordo 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária - SGT 
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 DAVI ANTUNES LIMA, GEOVANE ANSELMO SILVEIRA CAPUTO, ROBSON KUHN YATSU
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