* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL  
 
Em 26 de janeiro de 2016. 
 
 
 
Processo: 48500.005575/2015-07 
 
Assunto: Aprimoramento do Submódulo 6.8 do 
PRORET e definição das faixas de acionamento 
e dos adicionais das bandeiras tarifárias com 
vigência a partir de fevereiro de 2016. 
 
 
 
I. DO OBJETIVO 
 
A presente Nota Técnica tem como objetivo apresentar proposta final de aprimoramento do 
Submódulo 6.8 do PRORET e definição das faixas de acionamento e dos adicionais das bandeiras tarifárias, 
com vigência a partir de fevereiro de 2016, após análise das contribuições recebidas na Audiência Pública AP 
81/2015.   
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
A REN nº 464/2011, de 22 de novembro de 2011, homologou o Módulo 7 dos Procedimentos de 
Regulação Tarifária – PRORET, definindo os procedimentos a serem aplicados ao processo de definição da 
Estrutura Tarifária para as concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. 
 
3. 
O Submódulo 7.1 do PRORET definiu que o sistema de bandeiras tarifárias seria aplicado a 
partir no ano de 2015 às concessionárias do Sistema Interligado Nacional – SIN, tendo sido realizados, em 2013 
e 2014, anos teste com a finalidade de simular os resultados obtidos com a aplicação hipotética das bandeiras 
amarela e vermelha e divulgar aos consumidores os procedimentos de aplicação do sistema. 
 
4. 
Em 05 de fevereiro de 2015, foi emitido o Decreto nº 8401, de 4 de fevereiro de 2015, 
determinando a criação da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, destinada a administrar 
os recursos decorrentes da aplicação das bandeiras tarifárias. 
 
5. 
O Submódulo 6.8 do PRORET foi aprovado pela Resolução Normativa nº 649, de 02 de março 
de 2015, o qual estabeleceu as definições, metodologias e procedimentos de aplicação das bandeiras tarifárias.  
 
6. 
Em 18 de agosto de 2015, foi publicada a Medida Provisória nº 688/2015, a qual estabeleceu 
que o risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de 
Realocação de Energia - MRE poderá ser repactuado pelos geradores e que este, quando relativo à energia 
contratada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR, será parcialmente ou integralmente transferido ao 
consumidor e será coberto pela Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias. A transferência do 
risco hidrológico no ACR se dará por meio do pagamento de um prêmio de risco pelos geradores hidrelétricos, 
a ser aportado em favor da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias.

(Fls. 2 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016) 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
7. 
Em 03 de novembro de 2015, foi publicada a Lei nº 13.182/2015, a qual alterou a Lei nº 
12.111/2011, definindo que as bandeiras tarifárias homologadas pela Aneel não são aplicadas aos consumidores 
finais atendidos nos Sistemas Isolados por serviço público de distribuição de energia elétrica.  
 
8. 
Em 1º de dezembro de 2015, foi aprovada alteração do Submódulo 6.8 do PRORET, por meio 
da Resolução Normativa nº 689, que estabeleceu tratamento específico para o resultado positivo da Conta 
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias.  
 
9. 
Em 9 de dezembro de 2015, a Medida Provisória nº 688/2015 foi convertida na Lei nº 13.203, de 
08 de dezembro de 2015, dispondo assim sobre a repactuação do risco hidrológico de geração de energia 
elétrica. 
 
10. 
Adicionalmente, a Lei nº 13.203/2015 alterou a redação do art. 25 da Lei nº 10.438, de 26 de 
abril de 2002, que trata de descontos especiais aplicáveis às unidades consumidoras classificadas na Classe 
Rural, cujo consumo se verifique na atividade de irrigação e aquicultura.  
 
11. 
De 17 de dezembro de 2015 a 17 de janeiro de 2016, foi realizada a Audiência Pública nº 
81/2015, com a finalidade de obter subsídios para o aperfeiçoamento do sistema de bandeiras e definição das 
faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016, na qual foram disponibilizada as Notas Técnicas nº 
328/2015-SGT/ANEEL e nº 355//2015-SGT/ANEEL.  
 
III. DA ANÁLISE 
 
12. 
A Nota Técnica nº 328/2015-SGT/ANEEL apresentou proposta de aperfeiçoamento da 
regulamentação do Sistema de Bandeiras Tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras 
Tarifárias – Conta Bandeiras, nas quais se destacam:   
a. Limite inferior da bandeira amarela seja definido anualmente como sendo metade do valor-
teto do PLD.  
b. Definição de dois patamares de adicionais para a bandeira vermelha, a depender o valor do 
CVU da última usina despachada, com vigência a partir de 1º de fevereiro de 2016. 
 A definição dos limites entre o patamar 1 e 2 da bandeira vermelha deverá observar 
os custos estimados com despacho de usinas termelétricas, buscando uma divisão de 
custos equânime entre os patamares, podendo também ser observadas as 
características das usinas pertencentes ao respectivo intervalo de CVU, bem como a 
política de despacho das usinas. 
c. Inclusão, no rol de custos cobertos pela Conta Bandeiras, do risco hidrológico dos agentes 
de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, cuja 
energia foi contratada no Ambiente de Contratação Regulada de que trata o art. 2º da Lei 
nº 10.848/2004, que o repactuarem nos termos da Lei nº 13.203/2015. 
d. Desconsideração dos efeitos das liminares no cálculo do adicional quanto da apuração dos 
custos a serem cobertos pela Conta Bandeiras. 
e. Valoração da Parcela Variável dos CCEAR D seja realizada considerando um valor fixo do 
limite inferior da faixa amarela. 
13. 
Já a Nota Técnica nº 355/2015-SGT/ANEEL apresentou as seguintes propostas de valores para 
as faixas de acionamento e dos adicionais das bandeiras tarifárias com vigência a partir de fevereiro de 2016:

(Fls. 3 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016) 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
a. Início do patamar 2 da faixa de acionamento da bandeira vermelha a partir do CVU da última 
térmica despachada por segurança energética de R$ 610/MWh.  
b. Foram propostos os seguintes adicionais: Bandeira amarela, R$ 25/MWh, Bandeira vermelha 
- Patamar 1, R$ 40/MWh e Bandeira vermelha - Patamar 2, R$ 55/MWh. E para tanto, foram 
adotados os seguintes critérios e parâmetros: 
 Crescimento de mercado: Para a estimativa do resultado no mercado de curto prazo foi 
utilizado o crescimento de mercado de 2,4%, valor projetado pelo Operador Nacional do 
Sistema – ONS para o ano de 2016, conforme 2ª Revisão Quadrimestral do relatório 
Projeções da demanda de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional 2015-2019.   
 Generation Scaling Factor - GSF: Para a estimativa do GSF, conforme versão V2 do 
Submódulo 6.8 do PRORET, devem ser utilizados os valores realizados no ano anterior. 
Entretanto, por entender que os valores realizados no ano anterior não são, 
necessariamente, a melhor estimativa para o ano seguinte, foi utilizada a média da 
previsão de GSF realizada pela CCEE, de 97,73% e valor realizado em 2015, de 84,54%, 
chegando ao valor de 91,14%.  
 Projeção do PLD: Conforme Submódulo 6.8 do PRORET, deve-se utilizar o valor do PLD 
máximo para fins de cálculo dos adicionais das bandeiras tarifárias. Entretanto, entendeu-
se que esse procedimento não era adequado para o cálculo do adicional da bandeira 
amarela e do primeiro patamar da bandeira vermelha, pois nesses cenários são 
observados valores de PLD inferiores ao teto. Dessa forma, os adicionais de bandeira 
foram calculados observando função de probabilidades atribuídas à ocorrência de 
cenários de patamares de despacho das térmicas CVU versus PLD, por faixa de 
acionamento. 
 Repactuação do risco hidrológico dos CCEAR Q: Foi considerado 100% de adesão à 
repactuação do risco hidrológico de que trata a Lei nº 13.203/2015. 
 Custo de geração por faixa de acionamento: Para a estimativa dos custos de geração de 
energia (Parcela variável dos CCEARs por disponibilidade e Encargo de Serviço de 
Sistema por Segurança Energética) foi considerado o despacho até a usina termelétrica 
com maior CVU de cada faixa de acionamento das bandeiras tarifárias. 
 
14. 
Na Audiência Pública AP nº 81/2015, foram recebidas contribuições de quinze 
agentes/instituições, relativas aos parâmetros de cálculo dos adicionais, questões metodológicas e critérios de 
apuração dos custos da Conta Bandeiras. Em relação aos parâmetros de cálculo, destacamos as seguintes 
contribuições, já contendo a análise da área técnica: 
 
a. Projeção de GSF: O Grupo CPFL solicitou que fosse adotada a projeção mais atual 
disponibilizada pela CCEE do InfoPLD. Já a EDP solicitou que houvesse a revisão de 
premissa adotada na Projeção do PLD do InfoPLD para que fosse considerado o despacho 
das térmicas do Nordeste até R$ 600/MWh a partir de maio de 2016 e, com isso, acréscimo 
de geração térmica de 23.215.282 MWh, o que reduziria a geração hidráulica do Brasil no 
mesmo montante. Segundo a distribuidora, tal alteração na premissa de cálculo levaria uma 
alteração do GSF de 90,7% (InfoPLD de janeiro de 2016) para 86%.  
Sobre a questão, foi encaminhado à Superintendência de Regulação dos Serviços de 
Geração – SRG/ANEEL memorando solicitando que fosse informada a projeção de GSF a 
ser utilizada para fins de cálculo dos adicionais de bandeiras tarifárias com vigência a partir 
de fevereiro de 2016. O questionamento foi respondido pelo Memorando 009/2016-
SRG/ANEEL, no qual a Superintendência, considerando que ao processo de tomada de

(Fls. 4 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016) 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
decisão do CMSE concorrem diversas variáveis, cuja modelagem seria de precisão 
complexa, sugeriu que SGT adotasse a premissa de equiprobabilidade de ocorrência dos 
quatro cenários de GSF encaminhados pela CCEE, o que levaria a um prognóstico médio 
anual para o GSF de 92,67%. 
 
Tabela 1 - Projeção de GSF para 2016 
Data
Cenário 1 - 
Desligamento das  
térmicas fora da 
ordem de mérito a 
partir de fevereiro
Cenário 2 - 
Desligamento das  
térmicas fora da 
ordem de mérito a 
partir de março
Cenário 3 - 
Desligamento das  
térmicas fora da 
ordem de mérito a 
partir de abril
Cenário 4 - 
Desligamento das  
térmicas fora da 
ordem de mérito a 
partir de maio
Média Cenários
jan/16
79,8%
79,8%
79,8%
79,8%
79,8%
fev/16
98,3%
84,5%
84,5%
84,6%
88,0%
mar/16
100,8%
100,8%
87,4%
87,4%
94,1%
abr/16
98,2%
98,1%
98,2%
83,2%
94,4%
mai/16
95,8%
95,7%
96,0%
96,3%
96,0%
jun/16
91,5%
91,5%
91,0%
91,4%
91,4%
jul/16
92,1%
92,1%
92,7%
92,1%
92,3%
ago/16
91,7%
91,7%
91,7%
91,7%
91,7%
set/16
92,3%
92,3%
92,3%
92,3%
92,3%
out/16
95,3%
95,3%
95,3%
95,3%
95,3%
nov/16
98,2%
98,2%
98,2%
98,2%
98,2%
dez/16
98,6%
98,6%
98,6%
98,6%
98,6%
Média
94,4%
93,2%
92,1%
90,9%
92,7%
 
b. Crescimento de mercado: Considerando a expectativa do mercado de redução do PIB em 2016, 
a ABRADEE propôs que fosse mantido o mercado das distribuidoras do ano de 2015, para efeito 
de cálculo dos valores unitários do sistema de Bandeiras Tarifárias. Já o Grupo CPFL destaca 
que o ONS publicou em dezembro de 2015 uma nova projeção de mercado, apresentada em 
seu documento Previsão de Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética ciclo 
2016 (2016-2020), indicando um crescimento de carga de 1% para o ano de 2016.  
Desta forma, para o cálculo da proposta final dos adicionais de bandeiras tarifárias, com 
vigência a partir de fevereiro de 2016, a projeção de crescimento de carga foi alterada de 
2,4% para 1%, conforme último estudo disponibilizado pelo ONS.  
c. Projeção do PLD: O Grupo CPFL sugeriu que fosse utilizada a média de cenários possíveis de 
acionamento de Bandeiras para a definição dos adicionais, dada à imprevisibilidade das políticas 
de despacho fora da ordem de mérito.  A distribuidora alega tratar-se de uma definição empírica 
e de difícil consenso, dado que a política de despacho energético independe do PLD e 
permite o acionamento de qualquer Bandeira em qualquer nível de PLD, como, por exemplo, 
a situação apresentada em janeiro de 2016 onde o PLD dos submercados Sul e 
Sudeste/Centro-Oeste encontra-se em níveis abaixo de R$ 60/MWh, porém a Bandeira 
Vermelha encontra-se acionada.  
Para a definição dos adicionais com vigência a partir de fevereiro de 2016, foi mantida a 
aplicação de probabilidades para os cenários possíveis de PLD e despacho térmico na regra 
definida no Submódulo 6.8 do PRORET. Entretanto, devido à contribuição da CPFL, foram 
atribuídas probabilidades iguais a cada um dos cenários de forma que os adicionais de 
bandeiras tarifárias foram obtidos por meio da média aritmética. Entende-se assim que a
Data  Cenário 1 -
Desligamento das
térmicas fora da
ordem de mérito a
partir de fevereiro  Cenário 2 -
Desligamento das
térmicas fora da
ordem de mérito a
partir de março  Cenário 3 -
Desligamento das
térmicas fora da
ordem de mérito a
partir de abril  Cenário 4 -
Desligamento das
térmicas fora da
ordem de mérito a
partir de maio  Média Cenários
jan/16
fev/16
mar/16
abr/16
mai/16
jun/16
jul/16
ago/16
set/16
out/16
nov/16
dez/16  79,8%
98,3%
100,8%
98,2%
95,8%
91,5%
92,1%
91,7%
92,3%
95,3%
98,2%
98,6%  79,8%
84,5%
100,8%
98,1%
95,7%
91,5%
92,1%
91,7%
92,3%
95,3%
98,2%
98,6%  79,8%
84,5%
87,4%
98,2%
96,0%
91,0%
92,7%
91,7%
92,3%
95,3%
98,2%
98,6%  79,8%
84,6%
87,4%
83,2%
96,3%
91,4%
92,1%
91,7%
92,3%
95,3%
98,2%
98,6%  79,8%
88,0%
94,1%
94,4%
96,0%
91,4%
92,3%
91,7%
92,3%
95,3%
98,2%
98,6%
Média  94,4%  93,2%  92,1%  90,9%  92,7%

(Fls. 5 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016) 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
atribuição de probabilidades deve ser mantida, entretanto, para ser aplicada por completo, 
deve ser objeto de estudo futuro.   
d. Contratos de compra de energia: A Grupo CPFL pleiteou que fossem considerados os 
resultados do 15º Leilão de Energia Existente nas quantidades de contratos utilizadas para o 
cálculo dos resultados de curto prazo, cuja contratação foi de 1.954 MWmédios para 2016. 
Tais valores não tinham sido considerados, pois a CCEE não tinha tais resultados 
consolidados quando do envio dos dados para o cálculo dos adicionais submetidos à AP 
81/2015.  
Cabe destacar que a consideração dos montantes contratuais do 15º Leilão de Energia 
Existente, em conjunto com a atualização da taxa de crescimento da carga, aumentou a 
sobrecontratação no mercado de curto de curto prazo para o ano de 2016, estimada em 2.067 
MWhmédios na abertura da AP 81/2015, para 4.668 MWhmédios. Essa sobrecontratação de 
energia, em um cenário de valores baixos de PLD podem gerar custos significativos para as 
distribuidoras, tendo em vista que os contratos de compra de energia possuem um preço 
médio de R$ 186,76/MWh e serão liquidados no curto prazo a valores inferiores ao seu preço.    
15. 
Em relação às questões metodológicas das bandeiras tarifárias, destaca-se a proposta 
apresentada pela ABRADEE, Light e Grupo CPFL para que fosse criado novo patamar de bandeira amarela, 
atrelado ao GSF, de forma a obter recursos para a cobertura de custos associados ao risco hidrológico e ao 
ESS. Nesse sentido, o Grupo CPFL sugeriu os seguintes patamares para a Bandeira Amarela: 
“Patamar 1: acionamento pela situação de GSF Mensal esperado inferior a 97% e última 
térmica despachada com CVU abaixo do teto da Bandeira Verde. Para este caso, o valor 
adicional proposto é de R$ 8/MWh.  
Patamar 2: acionamento conforme definido na NT 355/2015, quando o valor do CVU da última 
usina despachada for ≥ R$ 211,28/MWh e < R$ 422,56/MWh.” 
16. 
De acordo com as contribuições, essa proposta baseia-se na possibilidade de ocorrência do 
despacho de usinas térmicas até o limite superior da Bandeira Verde em um cenário de GSF esperado inferior a 
97%, o que representaria um custo de risco hidrológico e de Encargo de Serviços de Sistemas por Segurança 
Energética, sem cobertura tarifária.  
 
17. 
Para a análise da criação de um patamar adicional para a bandeira amarela, foram simulados 
os adicionais por nível de PLD, considerando um despacho térmico das usinas com CVU até R$ 210/MWh e a 
projeção de GSF de 92,7% para o ano de 2016. Os valores obtidos estão descritos na tabela a seguir:

(Fls. 6 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016) 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 2 – Estimativa de adicional  
(despacho térmico até R$ 210/MWh e a projeção de GSF de 92,7%) 
 
 
18. 
Assim, o obteve-se um adicional estimado R$ 3,76/MWh, considerando a média dos cenários 
de PLD possíveis.  Entende-se que tal adicional não justifica a criação no momento de patamar adicional para a 
Bandeira Amarela. Entretanto, essa conclusão não impede que a proposta seja analisada futuramente, caso os 
custos se mostrem mais elevados que a simulação realizada.  
 
19. 
Ainda em relação aos impactos do GSF sobre o acionamento das bandeiras tarifárias, o 
Conselho de Consumidores da CEMIG sugeriu que os adicionais de bandeiras tarifárias fossem definidos ao 
final do período chuvoso, quando já se teria uma melhor previsão do GSF que irá ocorrer ao longo do ano. Por 
outro lado a ABRADEE solicitou que o PRORET definisse regra de avaliação dos valores dos adicionais e do 
acionamento de Bandeiras Tarifárias após o período chuvoso em razão da possível alteração do cenário de GSF 
utilizado no cálculo da ANEEL.  
 
20. 
Quanto à questão, a área técnica entende que a definição dos adicionais de GSF após o final 
do período chuvoso, bem como a incorporação da variável GSF no acionamento das bandeiras, pode representar 
um aperfeiçoamento relevante, de forma que se recomenda que o assunto seja objeto de estudo futuro.  
 
21. 
Sobre o cálculo dos adicionais de bandeiras tarifárias, com vigência a partir de fevereiro de 2016, 
deve-se destacar dois pontos. O primeiro é que foi mantido o cenário de 100% de adesão à repactuação de que 
trata a Lei nº 13.203/2015, relativo às usinas hidrelétricas cuja energia foi contratada no Ambiente de Contratação 
Regulada – ACR, uma vez que tal cenário é aderente aos resultados observados.  
 
22. 
O segundo ponto é que foi observada a possibilidade de ocorrência de despacho por ordem de 
mérito de usinas termelétricas cujo valor do Custo Variável Unitário – CVU é superior R$ 610/MWh, na região 
Nordeste, frente à sua condição hidrológica, sem que o mesmo não ocorresse para as demais regiões. Neste 
cenário, ocorrerá o acionamento do Patamar 2 da Bandeira Vermelha, que resultará em um excedente de receita 
caso seu respectivo adicional seja obtido considerando o despacho térmico das usinas localizadas em todas as 
regiões. Desta forma, propõe-se excepcionalmente para o ano de 2016, que o adicional do Patamar 2 da 
Bandeira Vermelha considere apenas o despacho de usinas termelétricas com CVU acima de R$ 610/MWh, 
localizados apenas na região Nordeste.  
 
Adicional
estimado
30
5,17
45
4,77
60
4,44
75
4,17
90
3,98
105
3,76
120
3,59
135
3,45
150
3,29
165
3,13
180
2,99
195
2,83
210
3,36
Média 
3,76
PLD
PLD  Adicional
estimado
30
45
60
75
90
105
120
135
150
165
180
195
210  5,17
4,77
4,44
4,17
3,98
3,76
3,59
3,45
3,29
3,13
2,99
2,83
3,36
Média  3,76

(Fls. 7 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016) 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
23. 
Com base nas premissas e critérios detalhados nesta Nota Técnica, foram obtidos os adicionais 
de bandeiras tarifárias conforme valores de PLD e CVU constantes da tabela 3. O detalhamento das variáveis 
de custo e de receita está apresentado no Anexo I desta Nota Técnica. 
 
Tabela 3 – Cálculo dos adicionais de bandeiras tarifárias conforme valores de PLD e CVU 
 da última usina despachada 
 
 
24. 
Desta forma, propõem-se os seguintes adicionais de bandeiras tarifárias com vigência a partir 
de 1º de fevereiro de 2016.   
 
a) Bandeira amarela: R$ 15/MWh, 
 
b) Bandeira vermelha:  Patamar 1: R$ 30/MWh 
  
 
Patamar 2: R$ 45/MWh.  
 
 
PLD
Adicional
Bandeira Amarela 
(CVU R$ 422,55/MWh)
Adicional
Bandeira Vermelha
patamar 1 
(CVU R$ 609,99/MWh)
Adicional
Bandeira Vermelha
patamar 2
(CVU R$ 1200/MWh)
30
27,65
51,08
76,77
45
26,13
48,87
73,99
60
24,66
46,72
71,27
75
23,27
44,64
68,61
90
21,94
42,63
66,03
105
20,59
40,58
63,42
120
19,29
38,60
60,86
135
18,02
36,64
58,33
150
16,73
34,67
55,79
165
15,44
32,69
53,23
180
14,17
30,73
50,70
195
12,88
28,76
48,16
210
12,28
27,47
46,30
225
11,91
26,41
44,66
240
11,51
25,33
43,01
255
11,10
24,23
41,34
270
10,70
23,15
39,68
285
10,33
22,08
38,05
300
9,98
21,06
36,45
315
9,66
20,04
34,86
330
9,42
19,12
33,37
345
9,18
18,20
31,87
360
8,95
17,27
30,37
375
8,71
16,35
28,88
390
8,47
15,42
27,38
405
8,29
14,56
25,94
420
8,22
13,80
24,61
Média
14,43
28,93
47,18
PLD  Adicional
Bandeira Amarela
(CVU R$ 422,55/MWh)  Adicional
Bandeira Vermelha
patamar 1
(CVU R$ 609,99/MWh)  Adicional
Bandeira Vermelha
patamar 2
(CVU R$ 1200/MWh)
30
45
60
75
90
105
120
135
150
165
180
195
210
225
240
255
270
285
300
315
330
345
360
375
390
405
420  27,65
26,13
24,66
23,27
21,94
20,59
19,29
18,02
16,73
15,44
14,17
12,88
12,28
11,91
11,51
11,10
10,70
10,33
9,98
9,66
9,42
9,18
8,95
8,71
8,47
8,29
8,22  51,08
48,87
46,72
44,64
42,63
40,58
38,60
36,64
34,67
32,69
30,73
28,76
27,47
26,41
25,33
24,23
23,15
22,08
21,06
20,04
19,12
18,20
17,27
16,35
15,42
14,56
13,80  76,77
73,99
71,27
68,61
66,03
63,42
60,86
58,33
55,79
53,23
50,70
48,16
46,30
44,66
43,01
41,34
39,68
38,05
36,45
34,86
33,37
31,87
30,37
28,88
27,38
25,94
24,61
Média  14,43  28,93  47,18

(Fls. 8 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016) 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
25. 
Em relação às faixas de acionamento, recomenda-se a manutenção dos valores apresentados 
na Nota Técnica nº 355/2015-SGT/ANEEL de: 
a. Bandeira Tarifária Verde: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última usina 
a ser despachada for inferior a R$ 211,28/MWh; 
b. Bandeira Tarifária Amarela: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última usina 
a ser despachada for igual ou superior a R$ 211,28/MWh e inferior a R$ 422,56/MWh; e 
c. Bandeira Tarifária Vermelha: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última 
usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 422,56/MWh, conforme os seguintes 
patamares de aplicação: 
i. Patamar 1: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU 
da última usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 422,56/MWh e inferior a 
R$ 610/MWh; e  
ii. Patamar 2: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU 
da última usina a ser despachada for igual ou superior ao limite a R$ 610/MWh. 
26. 
Por fim, em relação à apuração dos repasses da Conta Bandeira, destaca-se duas contribuições 
recebidas na AP 81/2015: 
a. Encargo P&D: A ABRADEE e a EDP alegam que em 7/01/2016, a ABRACONEE (Associação 
Brasileira dos Contadores do Setor de Energia Elétrica) recebeu da Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira - SFF/ANEEL uma minuta do Despacho de 
Encerramento do Exercício de 2015, no qual é alterada a forma de se calcular a Receita 
Operacional – ROL das distribuidoras, passando o faturamento de Bandeiras Tarifárias a 
compô-la. Desta forma, foi solicitada a redução de 1% do faturamento de Bandeiras Tarifárias 
para os cálculos dos repasses da Conta Bandeiras e do abatimento da CVA e 
Sobrecontratação dos cálculos tarifário e o cálculo de item financeiro referente à obrigação 
adicional de investimento em P&D nos meses já considerados em cálculos tarifários antes 
da alteração ora proposta. 
Sobre a questão, entende-se que, uma vez definido que as receitas de bandeiras tarifárias 
deva ser base de cálculo dos investimentos em P&D, os repasses da Conta Bandeira e o 
abatimento da CVA e Sobrecontratação dos cálculos tarifário devem observar tal 
obrigatoriedade. Tal comando deverá constar do PRORET, quando o tratamento contábil 
tiver sido definido pela SFF/ANEEL.  
b. Efeito de Liminares: Quanto à proposta de exclusão dos efeitos de liminares na apuração dos 
repasses da Conta Bandeiras, a ABRADEE solicita a sua manutenção, especialmente as 
mencionadas com previsibilidade como liminares contra a Resolução CNPE 03/2013.  Caso 
não seja acatada, a Associação propõe que o pagamento pela exposição no mercado de 
curto prazo decorrente de liminares não cobertas pela CCRBT seja efetuado até o limite do 
saldo mensal dos recursos da CCRBT alocados para cada distribuidora, sem a aplicação de 
penalidades pelo não pagamento do valor residual.   
O Grupo CPFL e Celesc também solicitam a manutenção da cobertura de efeitos das 
liminares pelas Bandeiras Tarifárias e alegam que, ao socializar tais efeitos onerosos, as 
distribuidoras que eventualmente possuam maior impacto de liminares devido à composição 
de contrapartes de seu portfólio contratual serão protegidas. 
Por fim, a AES Brasil não vê problema em não considerar os ajustes de liminares que são 
calculados via Mecanismo Auxiliar de Cálculo - MAC, porém expõe que se deve ter ciência

(Fls. 9 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016) 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
que as liminares que envolvem os custos do ESS são de extrema relevância para as 
distribuidoras, como é o caso da liminar contra a Resolução CNPE 03/13, que representaram 
cerca de 50% do custo total do ESS nas últimas apurações de repasse a Conta Bandeiras. 
Sobre esse item, entende-se que dada a significância da liminar contra a Resolução CNPE 
03/13 (em torno de 20% dos custos apurados na Conta Bandeiras) e permanência 
prolongada de sua vigência, seus efeitos podem ser considerados na apuração dos repasses 
da Conta Bandeira. Entretanto, outras liminares que não possuam as mesmas características 
de vigência e significância não devem ser consideradas na apuração da Conta Bandeiras.  
 
 
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
27. 
A presente Nota Técnica está fundamentada nos seguintes dispositivos legais: art. 3º da Lei nº 
9.427, de 26 de dezembro de 1996; inciso X do art. 4º do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
Decreto nº 8401, de 4 de fevereiro de 2015; e Lei nº 13.302/2015, de 08 de dezembro de 2015.  
 
 
V. DA CONCLUSÃO 
 
28. 
Conclui-se pela homologação da versão 1.3 do Submódulo 6.8 do PRORET, conforme minuta 
em anexo a esta Nota Técnica, e pelos valores das faixas de acionamento e adicionais de bandeiras tarifárias 
com vigência a partir de 1º de fevereiro de 2016. 
 
 
VI. DA RECOMENDAÇÃO 
 
29. 
Em face do exposto, recomenda-se: 
a) Homologação da versão 1.3 do Submódulo 6.8 do PRORET, contendo inclusão de 
um patamar adicional para a bandeira vermelha, bem como aperfeiçoamento para a 
projeção de GSF.  
b) Publicação de Resolução Homologatória definindo: 
i. Patamares de acionamento das Bandeiras Tarifárias com vigência a partir de 1º de fevereiro 
de 2016:  
Bandeira Tarifária Verde: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última 
usina a ser despachada for inferior a R$ 211,28/MWh; 
Bandeira Tarifária Amarela: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última 
usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 211,28/MWh e inferior a R$ 
422,56/MWh; e 
Bandeira Tarifária Vermelha: será acionada nos meses em que o valor do CVU da última 
usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 422,56/MWh, conforme os seguintes 
patamares de aplicação: 
Patamar 1: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – 
CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 422,56/MWh e 
inferior a R$ 610/MWh; e

(Fls. 10 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016) 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Patamar 2: será acionada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – 
CVU da última usina a ser despachada for igual ou superior ao limite a R$ 610/MWh. 
ii. Adicionais de bandeira tarifária com vigência a partir de 1º de fevereiro de 2016: 
Bandeira amarela: R$ 15/MWh, 
Bandeira vermelha: Patamar 1: R$ 30/MWh 
 Patamar 2: R$ 45/MWh.  
 
VII. ANEXOS 
 
30. 
A minuta da versão 1.3 do Submódulo 6.8 do PRORET constitui o Anexo a esta Nota Técnica. 
  
 
 
CRISTINA SCHIAVI NODA 
Especialista em Regulação 
FELIPE AUGUSTO CARDOSO MORAES 
Especialista em Regulação 
 
 
 
MARCELO HLEBETZ DE SOUZA 
Especialista em Regulação 
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO 
Especialista em Regulação 
 
 
De acordo: 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária

(Fls. 11 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016) 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Anexo – Memórias de cálculo 
 
Tabela 4 – Montantes contratuais em MWmédios 
 
 
 
Tabela 5 – Projeção de carga e resultados no MCP para 2016 em MWmédios 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Contratos  
2016
Leilão de 
Ajuste
CCEAL
CCEAR-Q 
Existente
CCEAR-D 
Existente
CCEAR-Q 
Nova
CCEAR-D 
Nova
CCGF
Itaipu
PROINFA
Angra
TOTAL
jan-16
-
          
4.245
5.523
1.119
9.739
9.547
12.535
6.897
834
1.581
52.019
fev-16
-
          
4.040
5.642
1.119
10.081
9.547
12.600
6.889
943
1.581
52.442
mar-16
-
          
4.035
5.568
1.119
9.924
9.547
12.694
6.890
948
1.581
52.304
abr-16
-
          
4.038
5.439
1.119
9.669
9.612
12.384
6.876
961
1.581
51.680
mai-16
-
          
4.035
5.268
1.119
8.986
9.612
11.843
6.878
976
1.581
50.297
jun-16
-
          
4.038
5.273
1.119
7.813
9.612
11.728
6.894
987
1.581
49.044
jul-16
-
          
4.035
5.057
1.119
8.890
10.062
11.546
6.872
856
1.581
50.017
ago-16
-
          
4.035
5.100
1.119
9.115
10.062
11.894
6.898
890
1.581
50.693
set-16
-
          
4.038
5.184
1.119
9.389
10.062
12.235
6.903
917
1.581
51.426
out-16
-
          
4.035
5.234
1.119
9.497
10.130
12.364
6.872
1.090
1.581
51.921
nov-16
-
          
4.038
5.281
1.119
9.602
10.130
12.558
6.872
1.099
1.581
52.280
dez-16
-
          
4.035
5.347
1.119
9.592
10.130
12.597
6.872
1.021
1.581
52.294
Mês/Ano
TRC
Mês/Ano
Estimativa
de carga 
Exposição (+) / 
Sobrecontratação (-)
jan-15
50.480
jan-16
 50.985
-1.034 
fev-15
46.995
fev-16
 47.465
-4.977 
mar-15
47.705
mar-16
 48.182
-4.122 
abr-15
45.594
abr-16
 46.049
-5.630 
mai-15
44.419
mai-16
 44.863
-5.434 
jun-15
44.077
jun-16
 44.517
-4.527 
jul-15
44.045
jul-16
 44.485
-5.532 
ago-15
44.976
ago-16
 45.426
-5.267 
set-15
45.737
set-16
 46.195
-5.232 
out-15
46.986
out-16
 47.456
-4.465 
nov-15
46.693
nov-16
 47.160
-5.120 
dez-15
47.144
dez-16
 47.616
-4.678 
Total
46.238
Total
46.700
-4.668
Mês/Ano TRC
jan-15
fev-15
mar-15
abr-15
mai-15
jun-15
jul-15
ago-15
set-15
out-15
nov-15
dez-15
Total 46.238
Estimativa Exposição (+) /
Mês/Ano
de carga Sobrecontratação (-)
jan-16 50.985
fev-16 47.465
mar-16 48.182
abr-16 46.049
mai-16 44.863
jun-16 44.517
jul-16 44.485
ago-16 45.426
set-16 46.195
out-16 47.456
nov-16 47.160
dez-16 47.616
Total 46.700 -4.668

(Fls. 12 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016) 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 6 – Montantes contratuais para fins de cálculo do risco hidrológico  
 
 
 
 
Tabela 7 – Projeção de mercado para 2016 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Garantia 
Física Flat
GF 
Sazonalizada
Fator de 
Ajuste
Garantia 
Física Flat
GF 
Sazonalizada
Fator de 
Ajuste
Garantia 
Física Flat
GF 
Sazonalizada
Fator de 
Ajuste
jan-16
12.535
15.834
94,1%
6.893
8.950
94,4%
15.081
16.544
fev-16
12.619
15.238
93,9%
6.655
8.614
94,3%
15.081
16.889
mar-16
12.694
15.476
93,9%
6.885
8.748
94,3%
15.081
16.633
abr-16
12.384
13.768
93,6%
6.885
7.782
94,1%
15.081
15.946
mai-16
11.843
13.162
93,5%
6.869
7.440
94,0%
15.081
14.942
jun-16
11.728
12.687
93,7%
6.885
7.172
94,2%
15.081
13.099
jul-16
11.546
11.484
94,2%
6.872
6.491
94,0%
15.081
14.017
ago-16
11.894
11.361
94,7%
6.886
6.422
94,4%
15.081
14.113
set-16
12.235
11.534
94,9%
6.886
6.520
94,5%
15.081
14.430
out-16
12.347
11.500
94,1%
6.877
6.501
94,2%
15.081
14.658
nov-16
12.558
11.437
94,1%
6.886
6.465
94,2%
15.081
14.680
dez-16
12.597
11.293
94,1%
6.886
6.384
94,2%
15.081
14.574
Total
12.248
12.898
94,1%
6.864
7.291
94,2%
15.081
15.044
-
Não se 
aplica
Data
CCGF
Itaipu
CCEAR-Q
Mercado Cativo Total
340.164.449,52
             
Baixa Renda
15.528.883,72
               
Desconto médio B.R.
36,44%
Irrigante e Aquicultor
2.249.781,57
                 
Desconto médio Irrigante
81,51%
Mercado Baixa Renda Ajustado
9.869.419,44
                 
Mercado Irrigante Ajustado
416.018,49
                    
Taxa de Crescimento 
1,0%
Mercado Total Ajustado
335.997.934,38
             
Dados de Mercado - 2015
Data  CCGF  Itaipu  CCEAR-Q
  Garantia GF Fator de
Física Flat Sazonalizada Ajuste  Garantia GF Fator de
Física Flat Sazonalizada Ajuste  Garantia GF Fator de
Física Flat Sazonalizada Ajuste
jan-16
fev-16
mar-16
abr-16
mai-16
jun-16
jul-16
ago-16
set-16
out-16
nov-16
dez-16  12.535 15.834 94,1%
12.619 15.238 93,9%
12.694 15.476 93,9%
12.384 13.768 93,6%
11.843 13.162 93,5%
11.728 12.687 93,7%
11.546 11.484 94,2%
11.894 11.361 94,7%
12.235 11.534 94,9%
12.347 11.500 94,1%
12.558 11.437 94,1%
12.597 11.293 94,1%  6.893 8.950 94,4%
6.655 8.614 94,3%
6.885 8.748 94,3%
6.885 7.782 94,1%
6.869 7.440 94,0%
6.885 7.172 94,2%
6.872 6.491 94,0%
6.886 6.422 94,4%
6.886 6.520 94,5%
6.877 6.501 94,2%
6.886 6.465 94,2%
6.886 6.384 94,2%  15.081 16.544
15.081 16.889
15.081 16.633
15.081 15.946
15.081 14.942
15.081 13.099 Não se
15.081 14.017 aplica
15.081 14.113
15.081 14.430
15.081 14.658
15.081 14.680
15.081 14.574
Total  12.248 12.898 94,1%  6.864 7.291 94,2%  15.081 15.044 -
Dados de Mercado - 2015  
Mercado Cativo Total
Baixa Renda
Desconto médio B.R.
Irrigante e Aquicultor
Desconto médio Irrigante
Mercado Baixa Renda Ajustado
Mercado Irrigante Ajustado
Taxa de Crescimento
Mercado Total Ajustado  3 40.164.449,52
1 5.528.883,72
36,44%
2 .249.781,57
81,51%
9 .869.419,44
4 16.018,49
1,0%
3 35.997.934,38

(Fls. 13 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016) 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 8 - Custo estimado para o ano de 2016, conforme valores de PLD e CVU 
da última usina despachada (R$ milhões)1 
PLD
          /
Resultados 
no MCP
Risco
Hidrológico
CCGF
Risco
Hidrológico
CCEAR
Risco
Hidrológico
Itaipu
Cobertura
EER
CVU
422,55
609,99
1200
422,55
609,99
1200
422,55
609,99
1200
422,55
609,99
1200
422,55
609,99
1200
422,55
609,99
1200
422,55
609,99
1200
30
-8.632 
11.362
19.234
27.868
6.419
279
307
139
- 584
45
-7.671 
10.433
18.074
26.515
5.805
419
461
209
- 876
60
-6.709 
9.523
16.934
25.183
5.190
559
614
278
- 1.168
75
-5.753 
8.641
15.822
23.878
4.576
699
768
348
- 1.460
90
-4.815 
7.801
14.750
22.614
3.962
838
921
417
- 1.752
105
-3.925 
6.999
13.718
21.390
3.348
978
1.075
487
- 2.044
120
-3.035 
6.217
12.705
20.184
2.734
1.118
1.228
556
- 2.336
135
-2.144 
5.442
11.700
18.987
2.119
1.258
1.382
626
- 2.628
150
-1.380 
4.790
10.816
17.911
1.505
1.397
1.535
695
- 2.920
165
-769 
4.287
10.083
16.985
891
1.537
1.689
765
- 3.212
180
-167 
3.803
9.368
16.078
277
1.677
1.842
834
- 3.504
195
366
3.380
8.714
15.232
-337 
1.816
1.996
904
- 3.796
210
866
2.997
8.101
14.426
-952 
1.956
2.149
973
- 3.863
225
1.364
2.624
7.498
13.631
-1.566 
2.096
2.303
1.043
- 3.863
240
1.820
2.286
6.928
12.869
-2.180 
2.236
2.456
1.112
- 3.863
255
2.261
1.959
6.371
12.119
-2.794 
2.375
2.610
1.182
- 3.863
270
2.693
1.644
5.826
11.382
-3.408 
2.515
2.763
1.251
- 3.863
285
3.101
1.362
5.313
10.676
-4.023 
2.655
2.917
1.321
- 3.863
300
3.485
1.114
4.834
10.005
-4.637 
2.795
3.070
1.390
- 3.863
315
3.800
941
4.431
9.410
-5.251 
2.934
3.224
1.460
- 3.863
330
4.115
798
4.057
8.843
-5.865 
3.074
3.377
1.529
- 3.863
345
4.430
654
3.682
8.277
-6.479 
3.214
3.531
1.599
- 3.863
360
4.746
511
3.308
7.710
-7.094 
3.353
3.684
1.668
- 3.863
375
5.061
367
2.934
7.144
-7.708 
3.493
3.838
1.738
- 3.863
390
5.376
224
2.560
6.577
-8.322 
3.633
3.991
1.808
- 3.863
405
5.691
100
2.206
6.031
-8.936 
3.773
4.145
1.877
- 3.863
420
6.006
13
1.888
5.521
-9.550 
3.912
4.298
1.947
- 3.863
RV_CCEAR_D
ESS Total
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
                                                     
1 Foi deduzida a cobertura tarifária do EER conforme tabela disponível no anexo dessa Nota Técnica.
PLD
/
CVU  RV_CCEAR_D  ESS Total      Resultados
no MCP  Risco
Hidrológico
CCGF  Risco
Hidrológico
CCEAR  Risco
Hidrológico
Itaipu  Cobertura
EER
  422,55
609,99
1200  422,55  609,99  1200  422,55
609,99
1200  422,55
609,99
1200  422,55
609,99
1200  422,55
609,99
1200  422,55
609,99
1200
30
45
60
75
90
105
120
135
150
165
180
195
210
225
240
255
270
285
300
315
330
345
360
375
390
405
420  -8.632
-7.671
-6.709
-5.753
-4.815
-3.925
-3.035
-2.144
-1.380
-769
-167
366
866
1.364
1.820
2.261
2.693
3.101
3.485
3.800
4.115
4.430
4.746
5.061
5.376
5.691
6.006  11.362
10.433
9.523
8.641
7.801
6.999
6.217
5.442
4.790
4.287
3.803
3.380
2.997
2.624
2.286
1.959
1.644
1.362
1.114
941
798
654
511
367
224
100
13  19.234
18.074
16.934
15.822
14.750
13.718
12.705
11.700
10.816
10.083
9.368
8.714
8.101
7.498
6.928
6.371
5.826
5.313
4.834
4.431
4.057
3.682
3.308
2.934
2.560
2.206
1.888  27.868
26.515
25.183
23.878
22.614
21.390
20.184
18.987
17.911
16.985
16.078
15.232
14.426
13.631
12.869
12.119
11.382
10.676
10.005
9.410
8.843
8.277
7.710
7.144
6.577
6.031
5.521  6.419
5.805
5.190
4.576
3.962
3.348
2.734
2.119
1.505
891
277
-337
-952
-1.566
-2.180
-2.794
-3.408
-4.023
-4.637
-5.251
-5.865
-6.479
-7.094
-7.708
-8.322
-8.936
-9.550  279
419
559
699
838
978
1.118
1.258
1.397
1.537
1.677
1.816
1.956
2.096
2.236
2.375
2.515
2.655
2.795
2.934
3.074
3.214
3.353
3.493
3.633
3.773
3.912  307
461
614
768
921
1.075
1.228
1.382
1.535
1.689
1.842
1.996
2.149
2.303
2.456
2.610
2.763
2.917
3.070
3.224
3.377
3.531
3.684
3.838
3.991
4.145
4.298  139
209
278
348
417
487
556
626
695
765
834
904
973
1.043
1.112
1.182
1.251
1.321
1.390
1.460
1.529
1.599
1.668
1.738
1.808
1.877
1.947  - 584
- 876
- 1.168
- 1.460
- 1.752
- 2.044
- 2.336
- 2.628
- 2.920
- 3.212
- 3.504
- 3.796
- 3.863
- 3.863
- 3.863
- 3.863
- 3.863
- 3.863
- 3.863
- 3.863
- 3.863
- 3.863
- 3.863
- 3.863
- 3.863
- 3.863
- 3.863

(Fls. 14 da Nota Técnica no 17/2016-SGT/ANEEL, de 26/01/2016) 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Tabela 9 – Adicionais de bandeiras tarifárias discriminados por faixa de acionamento (R$/MWh)  
PLD
          /
Resultados 
no MCP
Risco
Hidrológico
CCGF
Risco
Hidrológico
CCEAR
Risco
Hidrológico
Itaipu
Cobertura
EER
CVU
422,55
609,99
1200
422,55
609,99
1200
422,55
609,99
1200
422,55
609,99
1200
422,55
609,99
1200
422,55
609,99
1200
422,55
609,99
1200
30
25,69
-              
33,82
        
57,25
        
82,94
        
19,10
            
0,83
                  
0,91
                 
0,41
               
- 1,74
45
22,83
-              
31,05
        
53,79
        
78,91
        
17,28
            
1,25
                  
1,37
                 
0,62
               
- 2,61
60
19,97
-              
28,34
        
50,40
        
74,95
        
15,45
            
1,66
                  
1,83
                 
0,83
               
- 3,48
75
17,12
-              
25,72
        
47,09
        
71,07
        
13,62
            
2,08
                  
2,28
                 
1,03
               
- 4,35
90
14,33
-              
23,22
        
43,90
        
67,31
        
11,79
            
2,50
                  
2,74
                 
1,24
               
- 5,21
105
11,68
-              
20,83
        
40,83
        
63,66
        
9,96
              
2,91
                  
3,20
                 
1,45
               
- 6,08
120
9,03
-                
18,50
        
37,81
        
60,07
        
8,14
              
3,33
                  
3,65
                 
1,66
               
- 6,95
135
6,38
-                
16,20
        
34,82
        
56,51
        
6,31
              
3,74
                  
4,11
                 
1,86
               
- 7,82
150
4,11
-                
14,26
        
32,19
        
53,31
        
4,48
              
4,16
                  
4,57
                 
2,07
               
- 8,69
165
2,29
-                
12,76
        
30,01
        
50,55
        
2,65
              
4,57
                  
5,03
                 
2,28
               
- 9,56
180
0,50
-                
11,32
        
27,88
        
47,85
        
0,82
              
4,99
                  
5,48
                 
2,48
               
- 10,43
195
1,09
                
10,06
        
25,94
        
45,33
        
1,00
-              
5,41
                  
5,94
                 
2,69
               
- 11,30
210
2,58
                
8,92
          
24,11
        
42,94
        
2,83
-              
5,82
                  
6,40
                 
2,90
               
- 11,50
225
4,06
                
7,81
          
22,31
        
40,57
        
4,66
-              
6,24
                  
6,85
                 
3,10
               
- 11,50
240
5,42
                
6,80
          
20,62
        
38,30
        
6,49
-              
6,65
                  
7,31
                 
3,31
               
- 11,50
255
6,73
                
5,83
          
18,96
        
36,07
        
8,32
-              
7,07
                  
7,77
                 
3,52
               
- 11,50
270
8,01
                
4,89
          
17,34
        
33,87
        
10,14
-            
7,49
                  
8,22
                 
3,72
               
- 11,50
285
9,23
                
4,05
          
15,81
        
31,77
        
11,97
-            
7,90
                  
8,68
                 
3,93
               
- 11,50
300
10,37
              
3,32
          
14,39
        
29,78
        
13,80
-            
8,32
                  
9,14
                 
4,14
               
- 11,50
315
11,31
              
2,80
          
13,19
        
28,01
        
15,63
-            
8,73
                  
9,59
                 
4,34
               
- 11,50
330
12,25
              
2,37
          
12,07
        
26,32
        
17,46
-            
9,15
                  
10,05
               
4,55
               
- 11,50
345
13,19
              
1,95
          
10,96
        
24,63
        
19,28
-            
9,56
                  
10,51
               
4,76
               
- 11,50
360
14,12
              
1,52
          
9,85
          
22,95
        
21,11
-            
9,98
                  
10,96
               
4,97
               
- 11,50
375
15,06
              
1,09
          
8,73
          
21,26
        
22,94
-            
10,40
                
11,42
               
5,17
               
- 11,50
390
16,00
              
0,67
          
7,62
          
19,58
        
24,77
-            
10,81
                
11,88
               
5,38
               
- 11,50
405
16,94
              
0,30
          
6,56
          
17,95
        
26,60
-            
11,23
                
12,33
               
5,59
               
- 11,50
420
17,87
              
0,04
          
5,62
          
16,43
        
28,42
-            
11,64
                
12,79
               
5,79
               
- 11,50
RV_CCEAR_D
ESS Total
PLD
/
CVU  RV_CCEAR_D  ESS Total      Resultados
no MCP  Risco
Hidrológico
CCGF  Risco
Hidrológico
CCEAR  Risco
Hidrológico
Itaipu  Cobertura
EER
  422,55
609,99
1200  422,55  609,99  1200  422,55
609,99
1200  422,55
609,99
1200  422,55
609,99
1200  422,55
609,99
1200  422,55
609,99
1200
30
45
60
75
90
105
120
135
150
165
180
195
210
225
240
255
270
285
300
315
330
345
360
375
390
405
420  - 2 5,69
- 2 2,83
- 1 9,97
- 1 7,12
- 1 4,33
- 1 1,68
- 9 ,03
- 6 ,38
- 4 ,11
- 2 ,29
- 0 ,50
1 ,09
2 ,58
4 ,06
5 ,42
6 ,73
8 ,01
9 ,23
1 0,37
1 1,31
1 2,25
1 3,19
1 4,12
1 5,06
1 6,00
1 6,94
1 7,87  3 3,82
3 1,05
2 8,34
2 5,72
2 3,22
2 0,83
1 8,50
1 6,20
1 4,26
1 2,76
1 1,32
1 0,06
8 ,92
7 ,81
6 ,80
5 ,83
4 ,89
4 ,05
3 ,32
2 ,80
2 ,37
1 ,95
1 ,52
1 ,09
0 ,67
0 ,30
0 ,04  5 7,25
5 3,79
5 0,40
4 7,09
4 3,90
4 0,83
3 7,81
3 4,82
3 2,19
3 0,01
2 7,88
2 5,94
2 4,11
2 2,31
2 0,62
1 8,96
1 7,34
1 5,81
1 4,39
1 3,19
1 2,07
1 0,96
9 ,85
8 ,73
7 ,62
6 ,56
5 ,62  8 2,94
7 8,91
7 4,95
7 1,07
6 7,31
6 3,66
6 0,07
5 6,51
5 3,31
5 0,55
4 7,85
4 5,33
4 2,94
4 0,57
3 8,30
3 6,07
3 3,87
3 1,77
2 9,78
2 8,01
2 6,32
2 4,63
2 2,95
2 1,26
1 9,58
1 7,95
1 6,43  1 9,10
1 7,28
1 5,45
1 3,62
1 1,79
9 ,96
8 ,14
6 ,31
4 ,48
2 ,65
0 ,82
- 1 ,00
- 2 ,83
- 4 ,66
- 6 ,49
- 8 ,32
- 1 0,14
- 1 1,97
- 1 3,80
- 1 5,63
- 1 7,46
- 1 9,28
- 2 1,11
- 2 2,94
- 2 4,77
- 2 6,60
- 2 8,42  0 ,83
1 ,25
1 ,66
2 ,08
2 ,50
2 ,91
3 ,33
3 ,74
4 ,16
4 ,57
4 ,99
5 ,41
5 ,82
6 ,24
6 ,65
7 ,07
7 ,49
7 ,90
8 ,32
8 ,73
9 ,15
9 ,56
9 ,98
1 0,40
1 0,81
1 1,23
1 1,64  0 ,91
1 ,37
1 ,83
2 ,28
2 ,74
3 ,20
3 ,65
4 ,11
4 ,57
5 ,03
5 ,48
5 ,94
6 ,40
6 ,85
7 ,31
7 ,77
8 ,22
8 ,68
9 ,14
9 ,59
1 0,05
1 0,51
1 0,96
1 1,42
1 1,88
1 2,33
1 2,79  0 ,41
0 ,62
0 ,83
1 ,03
1 ,24
1 ,45
1 ,66
1 ,86
2 ,07
2 ,28
2 ,48
2 ,69
2 ,90
3 ,10
3 ,31
3 ,52
3 ,72
3 ,93
4 ,14
4 ,34
4 ,55
4 ,76
4 ,97
5 ,17
5 ,38
5 ,59
5 ,79  - 1,74
- 2,61
- 3,48
- 4,35
- 5,21
- 6,08
- 6,95
- 7,82
- 8,69
- 9,56
- 10,43
- 11,30
- 11,50
- 11,50
- 11,50
- 11,50
- 11,50
- 11,50
- 11,50
- 11,50
- 11,50
- 11,50
- 11,50
- 11,50
- 11,50
- 11,50
- 11,50