48581.001964/2016-00 
Nota Técnica no 207/2016–SGT/ANEEL 
 
Em 21 de junho de 2016 
 
 
 
Processos nº 48500.000012/2016-03 
 
Assunto: Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema 
de Distribuição – TUSD – e de Tarifa de Energia 
– TE – da COCEL – Companhia Campolarguense 
de Energia 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 Campolarguense de Energia - COCEL. 
 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
A presente Nota Técnica apresenta os cálculos da estrutura tarifária da COCEL a ser aplicada 
em sua revisão tarifária. 
 
3. 
O Contrato de Concessão nº 27/1998, concede a exploração dos serviços públicos de 
distribuição de energia elétrica para a COCEL e estabelece o ciclo tarifário da distribuidora, com a quarta revisão 
tarifária periódica definida para 29/06/2016. 
 
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: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS

Fl. 2 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* 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 
017/20161, pela Nota Técnica nº 080/2016-SGT/ANEEL, para recebimento de contribuições com vistas ao 
aprimoramento do cálculo. 
 
8. 
As contribuições recebidas foram analisadas e constam da Nota Técnica nº 208/2016-
SGT/ANEEL, de 21 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 
Custos regulatórios 
Nota Técnica nº 208/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016, que define o reposicionamento tarifário 
Dados Físicos 
Ofício COCEL nº 18/2016, de 26 de janeiro de 2016 
Curvas de carga e 
Fluxo de potência 
Ofício COCEL nº 18/2016, de 26 de janeiro de 2016 
Ofício COCEL nº 58/2016, de 16 de maio de 2016 
Custos unitários 
Ofício COCEL nº 18/2016, de 26 de janeiro de 2016 
Dados de perdas 
Técnicas 
Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD 
Nota Técnica nº 0087/2016-SRD/ANEEL, de 10/06/2016 e Memorando  0225/2016-
SRD/ANEEL 
10. 
 
11. 
Os dados foram solicitados à distribuidora inicialmente pelo Ofício nº 516/2015-
SRD/SGT/ANEEL. Complementarmente foram encaminhados o Ofício nº 73/2016-SGT/ANEEL, solicitando 
adequações nos arquivos. 
 
 
 
                                                          
 
1 http://www.aneel.gov.br/audiencias-publicas 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
  Dado      Origem  
Mercado      Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica –
SAMP    
Custos regulatórios      Nota Técnica nº 208/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016, que define o reposicionamento tarifário    
Dados Físicos      Ofício COCEL nº 18/2016, de 26 de janeiro de 2016    
Curvas de carga e
Fluxo de potência      Ofício COCEL nº 18/2016, de 26 de janeiro de 2016
Ofício COCEL nº 58/2016, de 16 de maio de 2016    
Custos unitários      Ofício COCEL nº 18/2016, de 26 de janeiro de 2016    
Dados de perdas
Técnicas      Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
Nota Técnica nº 0087/2016-SRD/ANEEL, de 10/06/2016 e Memorando 0225/2016-
SRD/ANEEL    

Fl. 3 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
III – DA ANÁLISE 
 
III.1 – RESULTADOS 
 
CONSUMIDORES 
 
12. 
O resultado da revisão tarifária da COCEL 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 1.898/2015. 
 
 
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. 
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
A
B
GLOBAL
Série1
-22,79%
-22,24%
-9,61%
-5,28%
-8,67%
-4,37%
-22,26%
-8,90%
-16,30%
-25,00%
-20,00%
-15,00%
-10,00%
-5,00%
0,00%
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
A
B
GLOBAL
Série1
-22,79%
-22,24%
-9,61%
-5,28%
-8,67%
-4,37%
-22,26%
-8,90%
-16,30%
-25,00%
-20,00%
-15,00%
-10,00%
-5,00%
0,00%
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
0,00%
-5,00%
-10,00%
-15,00%
-20,00%
-25,00%
A3a A4 B1 B2 B3 B4 A B GLOBAL
Série1 -22,79% -22,24% -9,61% -5,28% -8,67% -4,37% -22,26% -8,90% -16,30%
0,00%
-5,00%
-10,00%
-15,00%
-20,00%
-25,00%
A3a A4 B1 B2 B3 B4 A B GLOBAL
Série1 -22,79% -22,24% -9,61% -5,28% -8,67% -4,37% -22,26% -8,90% -16,30%
  A3a  A4  B1  B2  B3  B4  A  B  GLOBAL
Série1  -22,79%  -22,24%  -9,61%  -5,28%  -8,67%  -4,37%  -22,26%  -8,90%  -16,30%
  A3a  A4  B1  B2  B3  B4  A  B  GLOBAL
Série1  -22,79%  -22,24%  -9,61%  -5,28%  -8,67%  -4,37%  -22,26%  -8,90%  -16,30%

Fl. 4 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* 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) 
 
Verde
Azul
Verde
Conv
Conv
Conv
Conv
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
-31,48%
-31,07%
-31,07%
1,42%
6,30%
2,49%
7,32%
-35,00%
-30,00%
-25,00%
-20,00%
-15,00%
-10,00%
-5,00%
0,00%
5,00%
10,00%
Verde
Azul
Verde
Conv
Conv
Conv
Conv
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
-17,90%
-17,96%
-17,88%
-17,96%
-14,05%
-17,13%
-13,22%
-20,00%
-18,00%
-16,00%
-14,00%
-12,00%
-10,00%
-8,00%
-6,00%
-4,00%
-2,00%
0,00%
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
  Verde
A3a  Azul Verde
A4    Conv
B1  Conv
B2  Conv
B3  Conv
B4
  -31,48%  -31,07%  -31,07%  1,42%  6,30%  2,49%  7,32%
  Verde
A3a  Azul Verde
A4    Conv
B1  Conv
B2  Conv
B3  Conv
B4
  -17,90%  -17,96%  -17,88%  -17,96%  -14,05%  -17,13%  -13,22%

Fl. 5 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* 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) 
 
 
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. 
 
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 
Verde
Azul
Verde
Conv
Conv
Conv
Conv
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
-22,79%
-22,11%
-22,19%
-9,61%
-5,28%
-8,67%
-4,37%
-25,00%
-20,00%
-15,00%
-10,00%
-5,00%
0,00%
Ponta
Intermediário
Fora Ponta
Ponta
Intermediário
Fora Ponta
B1 (< 2,3 kV - Residencial)
480,99
1212,59
490,92
341,92
152,10%
2,06%
-28,91%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda
471,01
B2 (< 2,3 kV - Rural)
317,45
616,72
381,64
266,91
94,27%
20,22%
-15,92%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)
480,99
1035,75
426,96
426,96
115,34%
-11,23%
-11,23%
B4a (< 2,3 kV - IP)
264,54
Subgrupo
Convencional  (R$/MWh)
Branca (R$/MWh)
Variação tarifa Branca/Convencional
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
  Verde
A3a  Azul Verde
A4    Conv
B1  Conv
B2  Conv
B3  Conv
B4
  -22,79%  -22,11%  -22,19%  -9,61%  -5,28%  -8,67%  -4,37%
Subgrupo  Convencional (R$/MWh)  Branca (R$/MWh)      Variação tarifa Branca/Convencional    
    Ponta  Intermediário  Fora Ponta  Ponta  Intermediário  Fora Ponta
B1 (< 2,3 kV - Residencial)  480,99  1212,59  490,92  341,92  152,10%  2,06%  -28,91%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda  471,01            
B2 (< 2,3 kV - Rural)  317,45  616,72  381,64  266,91  94,27%  20,22%  -15,92%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)  480,99  1035,75  426,96  426,96  115,34%  -11,23%  -11,23%
B4a (< 2,3 kV - IP)  264,54            
  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    

Fl. 6 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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. 
 
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. 
 
Custo Médio
R$/kW
AT-2
0,00
AT-3
0,00
MT
160,28
BT
279,91
Agrupamento
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
Curvas de carga e
Fluxo de potência  Distribuidora  Tipologias  Momento de carga máxima
    Diagrama unifilar  Momento de carga máxima
Dados de perdas
Técnicas  ANEEL/SRD (cálculo
perdas técnicas)  Fator de perdas de potência
média  12 meses conforme cálculo da
ANEEL/SRD
    Fator de perdas por
agrupamento  12 meses conforme cálculo da
ANEEL/SRD
Agrupamento  Custo Médio
  R$/kW
AT-2  0,00
AT-3  0,00
MT  160,28
BT  279,91

Fl. 7 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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. 
 
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. 
 
 
 
                                                          
 
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. 
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. 
Agrupamento
AT-2
AT-3
MT
BT
AT-2
1,00
AT-3
0,00
0,00
MT
0,48
0,00
1,00
BT
0,48
0,00
1,00
1,00
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
Agrupamento  AT-2  AT-3  MT  BT
AT-2  1,00      
AT-3  0,00  0,00    
MT  0,48  0,00  1,00  
BT  0,48  0,00  1,00  1,00

Fl. 8 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Gráfico 5 – Consumidor-tipo MT – Agregado 
 
Gráfico 6 – Consumidor-tipo BT – Agregado 
 
 
Gráfico 7 – 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; 
 -
 5,0
 10,0
 15,0
 20,0
 25,0
 30,0
 35,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
MW
P
 -
 5,0
 10,0
 15,0
 20,0
 25,0
 30,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
MW
P
 -
 5
 10
 15
 20
 25
 30
 35
 40
 45
 50
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: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
35,0
30,0
25,0
20,0
W
M
15,0
10,0
5,0
-
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
P                                                    12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
osto Tarifário                          
                          30,  0                                                  
                          25,  0                                                  
                                                                              
                          20,  0                                                  
                                                                              
                        W
M  15,  0                                                  
                                                                              
                          10,  0                                                  
                                                                              
                          5,  0                                                  
                                                                              
                                                                              
                        -
12 13 14 115 216 317 418 519 620 721 822 923 1204 11
osto Tarifário P                                                      
                      AT  -2 AT  -3 M  T BT          P  OSTO  PONTA            
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                                      
                                      8 19 20 2                

Fl. 9 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
Horário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e 
complementares àquelas definidas no horário de ponta. 
25. 
 
26. 
A COCEL informou que o horário de ponta praticado atualmente é o das 18h00 às 20h59 no 
período fora do horário de verão, e das 19h00 às 21h59 para o horário de verão. Apesar de ter proposto na 
abertura da Audiência Pública o horário de ponta das 20h00 às 22h59 para o horário de verão, a empresa 
solicitou, posteriormente, manter o horário de ponta praticado atualmente no horário de verão, tendo em vista 
que a contratação de uso dos sistemas de distribuição com a supridora se dá nessa mesma faixa de horário.  
 
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 
 
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 
Grupo A
Período
Posto Fora Ponta
Posto Ponta
Fora do horário de verão
21h00 às 17h59 (dia 
seguinte)
18h00 às 20h59
Horário de verão
22h00 às 18h59 (dia 
seguinte)
19h00 às 21h59
Grupo B
Período
Posto Fora Ponta
Posto 
Intermediário
17h00 às 17h59
21h00 às 21h59
18h00 às 18h59
22h00 às 22h59
23h00 às 17h59 (dia 
seguinte)
19h00 às 21h59
Fora do horário de verão
22h00 às 16h59 (dia 
seguinte)
Posto Ponta
18h00 às 20h59
Horário de verão
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
Grupo A    
Período  Posto Fora Ponta  Posto Ponta
Fora do horário de verão  21h00 às 17h59 (dia
seguinte)  18h00 às 20h59
Horário de verão  22h00 às 18h59 (dia
seguinte)  19h00 às 21h59
Grupo B      
Período  Posto Fora Ponta  Posto
Intermediário  Posto Ponta
Fora do horário de verão  22h00 às 16h59 (dia
seguinte)  17h00 às 17h59  18h00 às 20h59
    21h00 às 21h59  
Horário de verão  23h00 às 17h59 (dia
seguinte)  18h00 às 18h59  19h00 às 21h59
    22h00 às 22h59  

Fl. 10 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
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
0,0000
AT-3
0,0000
0,0000
MT
0,0211
0,0000
0,0191
BT
0,0338
0,0000
0,0318
0,0022
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
Agrupamento  AT-2  AT-3  MT  BT
AT-2  0,0000      
AT-3  0,0000  0,0000    
MT  0,0211  0,0000  0,0191  
BT  0,0338  0,0000  0,0318  0,0022

Fl. 11 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Tabela 8 – Estrutura Vertical 
 
 
 
Gráfico 8 – 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$/kW) 
Agrupamento
EV%
EV%
Nova (RTP atual)
Vigente (último IRT)
AT-2
0,00%
0,00%
AT-3
0,00%
0,00%
MT
25,56%
40,26%
BT
74,44%
59,74%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
25,56%
40,26%
74,44%
59,74%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Nova (RTP atual)
Vigente (último
IRT)
EV%
EV%
Variação da ESTRUTURA VERTICAL
AT-2
AT-3
MT
BT
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
Agrupamento  EV%  EV%
  Nova (RTP atual)  Vigente (último IRT)
AT-2  0,00%  0,00%
AT-3  0,00%  0,00%
MT  25,56%  40,26%
BT  74,44%  59,74%
o 0
m
it
lú
% ( ) T
V e R
E tI
n
e
g
iV
)
la
u
t
a
% P
V T
E R
(
a
v
o
N
0,00%  40,  26%          59,  74%    
0,00%                    
0,00%
2  5,56%          7  4,44%      
  Função/componente    Definição    Critério de rateio  
TUSD Fio A      Custo com o uso e a conexão às instalações da Rede
Básica, Rede Básica de Fronteira, e rede de distribuição
de outras distribuidoras    Responsabilidade de Custo
(R$/kW)  

Fl. 12 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* 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 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$/MWh) 
TUSD – Encargos 
(CDE, ONS, PROINFA) 
Custos dos Encargos Setoriais (ONS, CDE e PROINFA) 
Selo (R$/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. 
Na estrutura tarifária ordinária, 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 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
  Função/componente      Definição      Critério de rateio  
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$/MWh)    
TUSD – Encargos
(CDE, ONS, PROINFA)      Custos dos Encargos Setoriais (ONS, CDE e PROINFA)      Selo (R$/MWh)    

Fl. 13 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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. Porém, a COCEL 
propôs alterar a RPFP da TUSD Fio B para a MT e para a modalidade tarifária horária branca. No caso da MT, 
o valor proposto e aceito foi manter a relação atual, de 3,12, o que fez com que a relação ponta/fora da TUSD 
Transporte aumentasse, passando de 2,86 (meta) para 2,87. Para a tarifa branca, os valores propostos e 
aceitos, com exceção do subgrupo B2, estão no quadro abaixo: 
 
Tabela 10: RPFP para a TUSD Fio B na Tarifa Branca 
  
RPFP Fio B 
RINTFP Fio B 
B1 
                     20,00                                 5,00  
B2 
5,00                                 3,00  
B3 
                        5,00                                 1,00  
 
 
44. 
A Tabela a seguir apresenta a relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD 
TRANSPORTE da COCEL. 
 
Tabela 11 - 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. 
 
RINT-FP
Atual
(Último reajuste)
AT-2
                                            -                                     -   
AT-3
                                            -                                     -   
MT
                                        2,86                              2,87 
AS
                                            -                                     -   
BT
                                        5,00                              5,00                   3,00 
RPFP
Agrupamento
RTP
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
        RPFP Fio B      RINTFP Fio B  
  B1      20,00      5,00  
  B2      5,00      3,00  
  B3      5,00      1,00  
  RPFP    RINT-FP
Agrupamento  Atual  RTP  
  (Último reajuste)    
AT-2  -  -  
AT-3  -  -  
MT  2,86  2,87  
AS  -  -  
BT  5,00  5,00  3,00

Fl. 14 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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. 
 
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 12– Correlação entre agrupamento e Subgrupo 
Subgrupo/Grupo Agrupamento 
A2 
AT-2 
A3 
AT-3 
A3a 
MT 
A4 
MT 
AS 
BT 
B 
BT 
 
Tabela 13 – Correlação entre Tarifas de Referência e Aplicação 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
  Subgrupo/Grupo      Agrupamento  
A2      AT-2    
A3      AT-3    
A3a      MT    
A4      MT    
AS      BT    
B      BT    

Fl. 15 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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 
COCEL 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. No caso da COCEL, não existem centrais geradoras pertencentes a este subgrupo 
tarifário. 
 
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. No caso da COCEL não existem centrais geradoras pertencentes a estes subgrupos tarifários. 
 
III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA – TE 
 
61. 
A Tarifa de Referência para o componente TE - Energia é definida conforme tabela abaixo. 
 
Tabela 14 – 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. 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
  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    

Fl. 16 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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 
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 
                                                          
 
7 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da 
revisão tarifária periódica. 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS

Fl. 17 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
à TUSD, excluindo o componente perdas não-técnicas. Com base neste custo, o valor do componente TUSD 
Perdas Não-Técnica é calculado na forma de um selo em R$/MWh por nível de tensão. 
 
ii. Cálculo da TUSD e TE Base financeira 
 
72. 
Por fim, a Tarifa base financeira corresponde ao produto da Tarifa base econômica por um 
fator multiplicativo, para cada componente de custo tarifário. O fator multiplicativo por componente de custo 
tarifário base financeira é efetuada pela relação entre os custos financeiros e o resultado da multiplicação do 
valor das tarifas base econômica pelo mercado ajustado. 
 
73. 
Ressalta-se que os financeiros, em termos de construção de tarifas, são alocados de acordo 
com a natureza dos custos. Assim, dada a forma como é apurado o financeiro, aplicou-se a regra vigente de 
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 
COCEL, foi solicitada alteração na RPFP da TUSD Fio B de consumidores com redes exclusivas e 
compartilhadas no MT e da Tarifa Branca e também foi solicitada proposta de tarifa diferenciada para 
consumidores MT em redes exclusivas. 
 
75. 
Quanto aos consumidores com rede exclusiva, solicitou-se uma aplicação de RPFP na TUSD 
Fio B de 1 e que a TUSD Transporte repassasse apenas o sinal de CUSD. Conforme já destacado na proposta 
para Audiência Pública, tal requisição necessita de maior aprofundamento a respeito de seus impactos, como 
por exemplo, questões de isonomia aventadas pela Resolução Normativa nº 414/2010. Esse item pode ser 
abarcado na Agenda Regulatória 2015/2016, em seu item 30, “Aprimorar as modalidades tarifárias aplicadas 
ao Grupo A”. Assim, recusasse- a proposta, pois relações ponta/fora ponta para uma mesma modalidade em 
um respectivo subgrupo, implica, de fato, na criação de nova modalidade tarifária, não plausível de flexibilização 
conforme o submódulo 7.1 do PRORET. 
 
76. 
Quanto ao sinal de RPFP de TUSD Fio B para consumidores em MT, acatou-se a manutenção 
do valor de 3,12. 
 
77. 
Também foi acatada a proposta de RPFP na TUSD Fio B da Tarifa Branca para o B1 e B3.  
 
78. 
A empresa sugeriu também que a tarifa branca tenha aplicação compulsória. Porém, isso nãoé 
passível de flexibilização e sua aplicação permanece optativa. 
 
III.8 – TARIFAS ESPECÍFICAS 
 
i. Centrais geradoras do subgrupo A2 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
78. A empresa sugeriu também que a tarifa branca tenha aplicação compulsória. Porém, isso nãoé
passível de flexibilização e sua aplicação permanece optativa.

Fl. 18 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
79. 
Como foi citado, as tarifas são definidas segundo a REN nº 349/2009, sendo uma tarifa 
locacional e nominal. No caso da COCEL, não existem centrais geradoras pertencentes a este subgrupo 
tarifário. 
 
ii. Unidades consumidoras do subgrupo A1 
 
80. 
A COCEL, não atende nenhuma unidade consumidora neste subgrupo.  
 
III.9 - ENCARGO DE CONEXÃO DE ACESSANTES 
 
81. 
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 
 
82. 
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. 
 
83. 
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 15 – Subsídio tarifário cobertos pela CDE 
 
 
III.11 – TRANSIÇÕES 
 
84. 
No caso da COCEL, o subgrupo B2 rural ainda encontra-se em transição na construção das 
tarifas, apresentando o desconto de 34% em relação ao B1 residencial, quando o valor final é de 30%. 
 
DESCONTO
PREVISÃO (anual)
R$
Subsídio Carga Fonte Incentivada
R$ 0,00
Subsídio Geração Fonte Incentivada
R$ 0,00
Subsídio Distribuição
R$ 0,00
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
R$ 389.536,43
Subsídio Rural
R$ 1.152.961,28
Subsídio Irrigante/Aquicultor
R$ 0,00
Subsídio Baixa Renda
R$ 648.490,94
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
DESCONTO  PREVISÃO (anual)
  R$
Subsídio Carga Fonte Incentivada  R$ 0,00
Subsídio Geração Fonte Incentivada  R$ 0,00
Subsídio Distribuição  R$ 0,00
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento  R$ 389.536,43
Subsídio Rural  R$ 1.152.961,28
Subsídio Irrigante/Aquicultor  R$ 0,00
Subsídio Baixa Renda  R$ 648.490,94

Fl. 19 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
III.12 – IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES  
 
85. 
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 
 
86. 
Observa-se que a variação da TE é similar para os diferentes subgrupos. Os principais 
impactos são devidos a compra de energia e ao ajuste financeiro decorrente da REN 243/2006. 
 
87. 
Para melhor observação e avaliação qualitativa, abaixo há um gráfico tipo radar que distribui o 
efeito médio de 17,68% pelos diferentes custos regulatórios. 
 
 
Gráfico 9 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TE 
Subgrupo: todos (média) 
Modalidade: todas (média) 
 
ii. TARIFA DE USO – TUSD 
 
88. 
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.  
 
89. 
No gráfico a seguir, analisando toda a receita recuperada pela TUSD, observa-se que a 
variação mais significativa é no componente CDE Uso. 
 
(30,00%)
(25,00%)
(20,00%)
(15,00%)
(10,00%)
(5,00%)
0,00%
5,00%
10,00%
P&D
ESS/ERR
CFURH
CDE ENERGIA
ENERGIA REVENDA
ITAIPU
TUST ITAIPU
TUST CI
SUBSIDIO
PERDAS RB/C
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
10,00%
PERDAS RB/C 5,00%
0,00%
(5,00%)
(10,00%)
(15,00%)
(20,00%)
(25,00%)
(30,00%)
I
TUST ITAIPU  ESS/ERR
ENERGIA REV

Fl. 20 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Gráfico 10 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: todos (média) 
Modalidade: todos (média)8 
 
SUBGRUPO A3a 
 
90. 
A seguir tem-se o resultado para a modalidade verde, subgrupo A3a. As variações relevantes 
observadas são para os componentes CDE, referente à variação do custo regulatório e Fio B e CUSD, reflexo 
principalmente da nova estrutura tarifária. 
 
Energia Ponta 
Energia Fora Ponta 
                                                          
 
 
(14,00%)
(12,00%)
(10,00%)
(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
(6,00%)
(5,00%)
(4,00%)
(3,00%)
(2,00%)
(1,00%)
0,00%
1,00%
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
(14,00%)
(12,00%)
(10,00%)
(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
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
PERDAS NAO TECNICAS 4,00%
2,00%
RB/ PERDAS D
0,00%
NICAS (2,00%)
(4,00%)
(6,00%)
S
(8,00%)
(10,00%)
(12,00%)
(14,00%)
NS
TUSDG-T
CUSD    TFSEE
P&D
ONS
C
LIM
TUSD RB
TUSD FR
    
RGR
PERDAS NAO TECNICAS1,00% TFSEE
PERDAS RB/ PERDAS D 0,00% P&D
(1,00%)
PERDAS TECNICAS ONS
(2,00%)
OUTROS (3,00%) CCC
(4,00%)
(5,00%)
SUBSIDIO CDE
(6,00%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T    RGR
PERDAS NAO TECNICAS4,00% TFSEE
PERDAS RB/ PERDAS D 2,00% P&D
0,00%
PERDAS TECNICAS (2,00%) ONS
(4,00%)
(6,00%)
OUTROS CCC
(8,00%)
(10,00%)
SUBSIDIO (12,00%) CDE
(14,00%)
DISTRIBUICAO PROINFA
TUSDG-ONS LIMINAR 1
TUSDG-T TUSD RB
CUSD TUSD FR
CONEXAO D CONEXAO T
PERDAS NAO TECNICAS1,00%
RB/ PERDAS D 0,00%
(1,00%)
NICAS
(2,00%)
(3,00%)
(4,00%)
(5,00%)
(6,00%)
NS
TUSDG-T
CUSD    TFSEE
P&D
ONS
C
LIM
TUSD RB
TUSD FR
    
    
PERDAS NAO TECNICAS4,00%
RB/ PERDAS D 2,00%
0,00%
NICAS (2,00%)
(4,00%)
(6,00%)
(8,00%)
(10,00%)
(12,00%)
(14,00%)
NS
TUSDG-T
CUSD    TFSEE
P&D
ONS
C
LIM
TUSD RB
TUSD FR
    
    

Fl. 21 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* 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 
 
91. 
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 12 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
(10,00%)
(9,00%)
(8,00%)
(7,00%)
(6,00%)
(5,00%)
(4,00%)
(3,00%)
(2,00%)
(1,00%)
0,00%
1,00%
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
(1,80%)
(1,60%)
(1,40%)
(1,20%)
(1,00%)
(0,80%)
(0,60%)
(0,40%)
(0,20%)
0,00%
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
(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
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS
PERDAS NAO TECNICAS1,00%
RB/ PERDAS D (1 0 , , 0 0 0 0 % % )
(2,00%)
NICAS (3,00%)
(4,00%)
(5,00%)
(6,00%)
(7,00%)
(8,00%)
(9,00%)
(10,00%)
NS
TUSDG-T
CUSD    TFSEE
P&D
ONS
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 TECNICAS0,20% TFSEE
PERDAS RB/ PERDAS D 0,00% P&D
(0,20%)
(0,40%)
PERDAS TECNICAS ONS
(0,60%)
(0,80%)
OUTROS (1,00%) CCC
(1,20%)
(1,40%)
SUBSIDIO (1,60%) CDE
(1,80%)
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%)
(3,00%)
(3,50%)
(4,00%)
(4,50%)
(5,00%)
NS
TUSDG-T
CUSD  
  
  
  
PERDAS NAO TECNICAS0,20%
RB/ PERDAS D 0,00%
(0,20%)
(0,40%)
NICAS
(0,60%)
(0,80%)
(1,00%)
(1,20%)
(1,40%)
(1,60%)
(1,80%)
NS
TUSDG-T
CUSD    TFSEE
P&D
ONS
C
LIM
TUSD RB
TUSD FR
    
    
    
PERDAS NAO TECNICAS2,00%
RB/ PERDAS D 1,00%
0,00%
(1,00%)
NICAS
(2,00%)
(3,00%)
S (4,00%)
(5,00%)
(6,00%)
(7,00%)
(8,00%)
NS
TUSDG-T
CUSD    TFSEE
P&D
ONS
C
LIM
TUSD RB
TUSD FR
    

Fl. 22 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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 
 
92. 
Para a modalidade convencional dos subgrupos A3a e A4 não foi feita análise em função de 
sua extinção a partir desse processo tarifário. 
 
SUBGRUPO B1 
 
93. 
Para o subgrupo B1, as variações relevantes observadas são para os componentes CDE, 
referente à variação do custo regulatório e Fio B e CUSD, reflexo principalmente da nova estrutura tarifária 
 
(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
(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
(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
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS

Fl. 23 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Gráfico 14 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: B1 
Modalidade: Convencional 
 
 
94. 
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 
 
95. 
Não existe mercado geração nos subgrupos tarifários da COCEL. 
 
I. IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
96. 
São fundamentos legais e infra legais: 
 
 
Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, art. 15, § 6º; 
 
Lei nº 9427, de 26 de dezembro de 1996, art. 3º com redação pela Lei nº 10.848 de 15 de março de 
2004; 
 
Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, Anexo I, art. 4º, inciso X; 
 
Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, art. 1º, §1º; 
 
Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013; 
 
Contrato de Concessão dos Serviços Públicos de Distribuição; 
 
Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; 
 
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. 
 
II. V - DA CONCLUSÃO 
 
97. 
A presente Nota Técnica, em complemento com as planilhas de cálculo, apresenta o processo 
de construção da estrutura das tarifas da COCEL e a análise dos resultados.  
 
(10,00%)
(5,00%)
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
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
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS

Fl. 24 Nota Técnica nº 207/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
98. 
Os valores foram calculados utilizando dados enviados pela distribuidora e outros definidos no 
processo de revisão tarifária até o momento.  
 
99. 
Cabe destacar que, nos termos do Submódulo 7.1 do PRORET, a distribuidora solicitou 
flexibilização dos parâmetros de RPFP da TUSD Fio B para MT e Tarifa Branca. 
 
 
III. VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
100. 
Recomenda-se a submissão desta Nota Técnica à Diretoria colegiada da ANEEL para subsidiar 
a homologação da Revisão Tarifária Periódica de 2016 da COCEL. 
 
 
FLÁVIA LIS PEDERNEIRAS 
Especialista em Regulação 
ROBSON KUHN YATSU 
Especialista em Regulação 
De acordo 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária - SGT 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 0594B9AE0037F066 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, FLAVIA LIS PEDERNEIRAS