48581.002408/2016-00 
Nota Técnica no 254/2016–SGT/ANEEL 
 
Em 08 de agosto de 2016. 
 
 
 
Processos nº 48500.000032/2016-76 
 
Assunto: Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema 
de Distribuição – TUSD – e de Tarifa de Energia 
– TE – da ESCELSA – Espírito Santo Centrais 
Elétricas S/A. relativas à revisão tarifária 
periódica de 2016 – Versão Final. 
 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
 
1. 
Apresentar o cálculo das Tarifas de Referência e Aplicação da TUSD e TE, relativas à 
revisão tarifária periódica de 2016 da Espírito Santo Centrais Elétricas S/A. - ESCELSA. 
 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
A presente Nota Técnica apresenta os cálculos da estrutura tarifária da ESCELSA a ser 
aplicada em sua revisão tarifária. 
 
3. 
O Contrato de Concessão nº 1/1995, concede a exploração dos serviços públicos de 
distribuição de energia elétrica para a ESCELSA e estabelece o ciclo tarifário da distribuidora, com a quarta 
revisão tarifária periódica definida para 07/08/2016. 
 
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: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER

Fl. 2 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* 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 
028/20161, pela Nota Técnica nº 148/2016-SGT/ANEEL, para recebimento de contribuições com vistas ao 
aprimoramento do cálculo. 
 
8. 
As contribuições recebidas foram analisadas e o Relatório de Análise das Contribuições 
constam da Nota Técnica nº 238/2016-SGT/ANEEL, de 21 de julho de 2016. 
 
REFERÊNCIA DOS DADOS UTILIZADOS 
 
9. 
Os dados utilizados foram encaminhados pela distribuidora e também foram obtidos de 
outros processos que se relacionam com o cálculo da estrutura tarifária. 
 
Tabela 1 - Dados utilizados no processo 
Dado 
Origem 
Mercado 
Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP 
Carta ESCELSA CT-PRD – 14/16, de 19 de fevereiro de 2016 
Custos regulatórios 
Nota Técnica nº 243/2016-SGT/ANEEL, de 26/07/2016, que define o reposicionamento tarifário 
Dados Físicos 
Carta ESCELSA CT-PRD – 14/16, de 19 de fevereiro de 2016 
Curvas de carga e 
Fluxo de potência 
Carta ESCELSA CT-PRD – 14/16, de 19 de fevereiro de 2016 
Custos unitários 
Carta ESCELSA CT-PRD – 39/16, de 23 de junho de 2016 
Dados de perdas 
Técnicas 
Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD 
Nota Técnica nº 104/2016-SRD/ANEEL e Memorando nº 281/2016-SRD/ANEEL 
 
10. 
Os dados foram solicitados à distribuidora inicialmente pelo Ofício nº 0591/2015-
SRD/SGT/ANEEL, de 1º de dezembro de 2015. Complementarmente foi encaminhado o nº 89/2016-
SGT/ANEEL, de 9 de junho de 2016. 
 
                                                          
 
1 www.aneel.gov.br, no link Informações Técnicas  Audiências/Consultas 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER
  Dado      Origem  
Mercado      Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP
Carta ESCELSA CT-PRD – 14/16, de 19 de fevereiro de 2016    
Custos regulatórios      Nota Técnica nº 243/2016-SGT/ANEEL, de 26/07/2016, que define o reposicionamento tarifário    
Dados Físicos      Carta ESCELSA CT-PRD – 14/16, de 19 de fevereiro de 2016    
Curvas de carga e
Fluxo de potência      Carta ESCELSA CT-PRD – 14/16, de 19 de fevereiro de 2016    
Custos unitários      Carta ESCELSA CT-PRD – 39/16, de 23 de junho de 2016    
Dados de perdas
Técnicas      Calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
Nota Técnica nº 104/2016-SRD/ANEEL e Memorando nº 281/2016-SRD/ANEEL    

Fl. 3 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* 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 
 
11. 
O resultado da revisão tarifária da ESCELSA 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 1.928/2015. 
 
A2
A3
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
A
B
GLOBAL
Série1
-15,92%
-2,63%
1,71%
-2,19%
-2,14%
3,45%
-0,08%
3,57%
-6,18%
-0,67%
-2,80%
-20,00%
-15,00%
-10,00%
-5,00%
0,00%
5,00%
 
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. 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER
  A2  A3  A3a  A4  B1  B2  B3  B4  A  B  GLOBAL
Série1  -15,92%  -2,63%  1,71%  -2,19%  -2,14%  3,45%  -0,08%  3,57%  -6,18%  -0,67%  -2,80%

Fl. 4 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Azul
Azul
Azul
Verde
Azul
Verde
Conv
Conv
Conv
Conv
A2
A3
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
-17,87%
-2,79%
5,17%
15,20%
-1,68%
0,18%
0,58%
6,39%
2,76%
6,52%
-20,00%
-15,00%
-10,00%
-5,00%
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
20,00%
 
Gráfico 2 – Efeito Médio TUSD por modalidade e subgrupo (financeiro) 
 
Azul
Azul
Azul
Verde
Azul
Verde
Conv
Conv
Conv
Conv
A2
A3
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
-4,71%
-4,53%
-4,43%
-4,59%
-4,62%
-4,27%
-4,57%
0,81%
-2,63%
0,93%
-5,00%
-4,00%
-3,00%
-2,00%
-1,00%
0,00%
1,00%
2,00%
 
Gráfico 3 – Efeito Médio TE por modalidade e subgrupo (financeiro) 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER
  Azul
A2  Azul
A3  Azul Verde
A3a    Azul Verde
A4    Conv
B1  Conv
B2  Conv
B3  Conv
B4
  -17,87%  -2,79%  5,17%  15,20%  -1,68%  0,18%  0,58%  6,39%  2,76%  6,52%
  Azul
A2  Azul
A3  Azul Verde
A3a    Azul Verde
A4    Conv
B1  Conv
B2  Conv
B3  Conv
B4
  -4,71%  -4,53%  -4,43%  -4,59%  -4,62%  -4,27%  -4,57%  0,81%  -2,63%  0,93%

Fl. 5 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Azul
Azul
Azul
Verde
Azul
Verde
Conv
Conv
Conv
Conv
A2
A3
A3a
A4
B1
B2
B3
B4
-17,12%
-3,73%
0,44%
5,02%
-2,82%
-2,27%
-2,14%
3,45%
-0,08%
3,57%
-20,00%
-15,00%
-10,00%
-5,00%
0,00%
5,00%
10,00%
 
Gráfico 4 – Efeito Médio por Modalidade e subgrupo, consumidor cativo (financeiro) 
 
DEMAIS ACESSANTES 
 
12. 
O gráfico a seguir apresenta o efeito médio da TUSD para os demais acessantes: Geração e 
Distribuição por subgrupo tarifário. 
 
A2
A3
A3a
A4
A2
A3
A4
Ger
Ger
Ger
Ger
Dist
Dist
Dist
-14,78%
8,46%
38,11%
38,11%
-13,78%
-5,27%
-17,74%
-30,00%
-20,00%
-10,00%
0,00%
10,00%
20,00%
30,00%
40,00%
50,00%
 
Gráfico 5 – Efeito Médio por modalidade e subgrupo (demais acessantes) (financeiro) 
 
13. 
A Tabela 2 apresenta as tarifas, base financeira, e as relações entre as tarifas das 
modalidades convencional e Branca para o Grupo B para os subgrupos em que exista a opção de escolha do 
consumidor. 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER
  Azul
A2  Azul
A3  Azul Verde
A3a    Azul Verde
A4    Conv
B1  Conv
B2  Conv
B3  Conv
B4
  -17,12%  -3,73%  0,44%  5,02%  -2,82%  -2,27%  -2,14%  3,45%  -0,08%  3,57%
  A2
Ger  A3
Ger  A3a
Ger  A4
Ger  A2
Dist  A3
Dist  A4
Dist
  -14,78%  8,46%  38,11%  38,11%  -13,78%  -5,27%  -17,74%

Fl. 6 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 2 – Valores das Tarifas por modalidade e subgrupo - Grupo B 
Ponta
Intermediário
Fora Ponta
Ponta
Intermediário
Fora Ponta
B1 (< 2,3 kV - Residencial)
454,87
823,97
549,20
389,91
81,14%
20,74%
-14,28%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda
443,94
B2 (< 2,3 kV - Rural)
297,95
544,12
362,37
256,27
82,62%
21,62%
-13,99%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)
454,87
877,96
581,59
400,70
93,01%
27,86%
-11,91%
B4a (< 2,3 kV - IP)
250,18
Subgrupo
Convencional  (R$/MWh)
Branca (R$/MWh)
Variação tarifa Branca/Convencional
 
 
III.2 - DADOS DE ENTRADA 
 
14. 
Para obtenção dos resultados apresentados foram utilizados os seguintes dados de entrada: 
 
Tabela 3 – Dados utilizados e origem 
Dado 
Origem 
Detalhes 
Referência 
Mercado 
SAMP 
Faturado 
(Demanda e Energia) 
Período de referência (12 meses 
anteriores) 
Distribuidora 
Medido (Energia) 
12 meses conforme orientação 
da ANEEL 
Custos regulatórios 
Cálculo 
reposicionamento 
tarifário 
Discriminada por 
componente tarifário 
 
Dados Físicos 
 
Distribuidora 
Quantidade por módulo 
Conforme orientação da ANEEL 
Custos unitários 
 
Distribuidora 
Custo por módulo 
Valor de reposição atual 
Curvas de carga e 
Fluxo de potência 
Distribuidora 
Tipologias 
Momento de carga máxima 
Diagrama unifilar 
Momento de carga máxima 
Dados de perdas 
Técnicas 
ANEEL/SRD 
(cálculo 
perdas técnicas) 
Fator de perdas de potência 
média 
12 meses conforme cálculo da 
ANEEL/SRD 
Fator de perdas por 
agrupamento 
12 meses conforme cálculo da 
ANEEL/SRD 
 
III.3 - TARIFAS DE REFERÊNCIA – TUSD 
 
i. 
Cálculo dos Custos Médios 
 
15. 
Para os Custos Marginais de Expansão por agrupamento (faixa de tensão), foram utilizados 
os Custos Médios, obtidos por módulos de equipamentos/redes, considerando a razão entre o custo total, 
obtido pelo produto dos custos unitários e o quantitativo de cada módulo, e o carregamento máximo do 
agrupamento, com base no sistema de distribuição existente na referência adotada. 
 
16. 
O detalhamento do cálculo dos custos médios está descrito nas Notas Técnicas nº 065/2014-
SRD/SRE-ANEEL, de 14 de julho de 2014 e nº 92/2014-SGT/SRD/ANEEL, de 09 de abril de 2015, e pode ser 
reproduzido na planilha disponibilizada. 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER
Subgrupo  Convencional (R$/MWh)  Branca (R$/MWh)      Variação tarifa Branca/Convencional    
    Ponta  Intermediário  Fora Ponta  Ponta  Intermediário  Fora Ponta
B1 (< 2,3 kV - Residencial)  454,87  823,97  549,20  389,91  81,14%  20,74%  -14,28%
B1 (< 2,3 kV - Residencial) - baixa renda  443,94            
B2 (< 2,3 kV - Rural)  297,95  544,12  362,37  256,27  82,62%  21,62%  -13,99%
B3 (< 2,3 kV – Demais Classes)  454,87  877,96  581,59  400,70  93,01%  27,86%  -11,91%
B4a (< 2,3 kV - IP)  250,18            
  Dado      Origem      Detalhes      Referência  
Mercado      SAMP      Faturado
(Demanda e Energia)      Período de referência (12 meses
anteriores)    
      Distribuidora      Medido (Energia)      12 meses conforme orientação
da ANEEL    
Custos regulatórios      Cálculo reposicionamento
tarifário      Discriminada por
componente tarifário          
Dados Físicos      Distribuidora      Quantidade por módulo      Conforme orientação da ANEEL    
Custos unitários      Distribuidora      Custo por módulo      Valor de reposição atual    
Curvas de carga e
Fluxo de potência      Distribuidora      Tipologias      Momento de carga máxima    
            Diagrama unifilar      Momento de carga máxima    
Dados de perdas
Técnicas      ANEEL/SRD (cálculo
perdas técnicas)      Fator de perdas de potência
média      12 meses conforme cálculo da
ANEEL/SRD    
            Fator de perdas por
agrupamento      12 meses conforme cálculo da
ANEEL/SRD    

Fl. 7 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
17. 
Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na Tabela 4. 
 
Tabela 4 – Custos Médios 
Custo Médio
R$/kW
AT-2
99,36
AT-3
165,28
MT
362,77
BT
274,87
Agrupamento
 
 
ii. 
Cálculo da Proporção de Fluxo 
 
18. 
A proporção de fluxo é obtida do diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência do 
sistema elétrico da distribuidora. Esse foi construído com base nas medições fornecidas pelas distribuidoras 
nas fronteiras da sua rede no momento de carga máxima do sistema (injeções) e nas tipologias de carga e 
rede. 
 
19. 
A Tabela a seguir apresenta os valores apurados de proporção de fluxo total (proporção de 
fluxo direta mais proporção de fluxo indireta) entre os subgrupos tarifários. 
 
Tabela 5 – Proporção de Fluxo Total4 
Agrupamento
AT-2
AT-3
MT
BT
AT-2
1,00
AT-3
0,99
1,00
MT
0,99
0,21
1,00
BT
0,99
0,21
1,00
1,00
 
 
iii. 
Tipologias de cargas e redes 
 
20. 
As tipologias representam o comportamento dos consumidores e o carregamento das redes 
da distribuidora em análise.  
 
21. 
A distribuidora obteve um conjunto de curvas de carga de consumidores e de transformações 
de tensão por meio da campanha de medidas. Posteriormente, realizou-se a agregação das curvas 
características para obtenção da tipologia da carga, da rede e das injeções. Essas tipologias foram obtidas 
por meio de técnicas estatísticas de agrupamento. O relatório fornecido pela distribuidora detalha a definição 
das tipologias. 
 
                                                          
 
4 Os relatórios do aplicativo Cálculo das Tarifas de Referência – CTR utilizados no cálculo das Tarifas de Referência adotam como 
terminologia do agrupamento MT (que agrega os subgrupos A4 e A3a) como A4, e do agrupamento BT (que agrega o Grupo B e o 
subgrupo AS) como B. 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER
Agrupamento  Custo Médio
  R$/kW
AT-2  99,36
AT-3  165,28
MT  362,77
BT  274,87
Agrupamento  AT-2  AT-3  MT  BT
AT-2  1,00      
AT-3  0,99  1,00    
MT  0,99  0,21  1,00  
BT  0,99  0,21  1,00  1,00

Fl. 8 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
22. 
Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela distribuidora foram ajustadas ao 
mercado de referência dos respectivos agrupamentos5. 
 
23. 
Os agregados das tipologias de carga por agrupamento já ajustados ao mercado são 
apresentados nos Gráficos a seguir. 
 
 330,0
 340,0
 350,0
 360,0
 370,0
 380,0
 390,0
 400,0
 410,0
 420,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
MW
Posto Tarifário
Gráfico 6 – Consumidor-tipo AT-2 - Agregado 
 -
 2,0
 4,0
 6,0
 8,0
 10,0
 12,0
 14,0
 16,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
MW
Posto Tarifário
Gráfico 7 – Consumidor-tipo AT-3 – Agregado 
 
 -
 50,0
 100,0
 150,0
 200,0
 250,0
 300,0
 350,0
 400,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
MW
Posto Tarifário
Gráfico 8 – Consumidor-tipo MT – Agregado 
 
 -
 100,0
 200,0
 300,0
 400,0
 500,0
 600,0
 700,0
 800,0
 900,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
MW
Posto Tarifário
Gráfico 9 – Consumidor-tipo BT – Agregado 
 
 -
 200
 400
 600
 800
 1.000
 1.200
 1.400
 1.600
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
                                                          
 
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. 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                                              
                      AT  -2 AT  -3 M  T BT          POS  TO PO  NTA        
                                                  
                                                  
                                                  
                                                  
                                                  
                                                  
                                                  
                                      19 20 21            

Fl. 9 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Gráfico 10 – Agregado Consumidores-tipo 
 
iv. 
Definição dos postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário 
 
24. 
Os custos marginais de capacidade foram calculados para os postos tarifários ponta e fora 
ponta, definidos na REN nº 414/10: 
 
 
Horário de ponta: período composto por 3 (três) horas diárias consecutivas definidas pela 
distribuidora, considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda 
a área de concessão, com exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira 
da Paixão, Corpus Christi e mais oito feriados nacionais; 
 
 
Horário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e 
complementares àquelas definidas no horário de ponta. 
 
25. 
A ESCELSA 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. Ela solicitou que fossem 
mantidos os atuais postos tarifários, motivado pelo comportamento da carga, em especial das unidades 
consumidoras de baixa tensão. 
 
26. 
A análise dos agregados dos consumidores-tipo obtidos pela distribuidora e ilustrados 
anteriormente mostra que o horário de ponta proposto pela distribuidora está coerente com as curvas de 
carga agregada de seu sistema elétrico. 
 
27. 
Quanto ao posto intermediário, aplicável somente à modalidade tarifária horária Branca do 
Grupo B, a distribuidora não apresentou propostas. Portanto, conforme regulamentação do PRORET, esse 
será definido em dois períodos de 1 hora, imediatamente anteriores e posteriores ao posto ponta. 
 
 
 
 
Tabela 6 – Postos tarifários 
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 A
 
 
Período
Posto Fora Ponta
Posto Intermediário
17h00 às 17h59
21h00 às 21h59
18h00 às 18h59
22h00 às 22h59
Fora do horário de verão
22h00 às 16h59 (dia seguinte)
Posto Ponta
18h00 às 20h59
Horário de verão
23h00 às 17h59 (dia seguinte)
19h00 às 21h59
Grupo B
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER
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 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
v. 
Fatores de Perdas de Potência 
 
28. 
O Fator de Perdas de Potência – fpp – é utilizado no cálculo da estrutura vertical da Parcela 
B e da Tarifa de Referência dos custos de uso dos sistemas de transmissão e do sistema de distribuição de 
outras distribuidoras. 
 
29. 
Utilizou-se a perda de potência para a demanda média, calculada no processo definição dos 
índices de perdas técnicas, conforme Módulo 7 do PRODIST, como estimativa da taxa média de perda 
potência.  
 
Tabela 7 – Fatores de Perdas de Potência para demanda média 
Agrupamento
AT-2
AT-3
MT
BT
AT-2
0,0181
AT-3
0,0215
0,0025
MT
0,0374
0,0199
0,0163
BT
0,0570
0,0391
0,0354
0,0041  
 
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 
                                                          
 
6 No cálculo da Estrutura Vertical das distribuidoras, a ANEEL utiliza o aplicativo CTR, versão 2.20.0.1. 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER
Agrupamento  AT-2  AT-3  MT  BT
AT-2  0,0181      
AT-3  0,0215  0,0025    
MT  0,0374  0,0199  0,0163  
BT  0,0570  0,0391  0,0354  0,0041

Fl. 11 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
das tipologias de cargas, redes e injeções, do fator de perdas de potência e do fator de coincidência dos 
consumidores-tipo nas pontas das redes-tipo. 
 
Tabela 8 – Estrutura Vertical 
Agrupamento
EV%
EV%
Nova (RTP atual)
Vigente (último IRT)
AT-2
6,39%
10,43%
AT-3
0,63%
0,51%
MT
26,62%
26,06%
BT
66,36%
63,01%
 
 
6,39%
10,43%
0,63%
0,51%
26,62%
26,06%
66,36%
63,01%
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
 
Gráfico 11 – 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 
Responsabilidade de Custo 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER
Agrupamento  EV%  EV%
  Nova (RTP atual)  Vigente (último IRT)
AT-2  6,39%  10,43%
AT-3  0,63%  0,51%
MT  26,62%  26,06%
BT  66,36%  63,01%
o
m
it
lú
% ( ) T
V e R
E tI
n
e
g
iV
P
T
% R ) la
(
V au
E v o t a
N
    0,51%  26,06%            63,01  %    
6,39%                        
    0,63%
26,  62%            66,36%      
  Função/componente    Definição    Critério de rateio  
TUSD Fio A      Custo com o uso e a conexão às instalações da Rede    Responsabilidade de Custo  

Fl. 12 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* 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 
 
Básica, Rede Básica de Fronteira, e rede de distribuição 
de outras distribuidoras 
(R$/kW) 
TUSD Fio B 
 
Remuneração dos ativos, quota de reintegração 
decorrente da depreciação, custos operacionais 
Custo Marginal (R$/kW) 
TUSD – Perdas Não 
Técnicas 
Correspondente ao custo das perdas não técnicas de 
energia em MWh, valorada pelo preço médio de compra 
% da receita de TUSD 
(R$/MWh) 
TUSD – Perdas Técnicas 
Custo das perdas técnicas da distribuição, em MWh, 
valorada pelo preço médio de compra 
Perdas do Subgrupo 
Tarifário (R$/MWh) 
TUSD – Perdas RB / 
Distribuição 
Custo das perdas elétricas na Rede Básica devido às 
perdas no sistema de distribuição 
Perdas do Subgrupo 
Tarifário (R$/MWh) 
TUSD – Encargos 
(P&D_EE, TFSEE) 
Custos dos Encargos Setoriais (P&D_EE, TFSEE) 
Selo por subgrupo (R$/MWh) 
TUSD – Encargos 
(CDE, ONS, PROINFA) 
Custos dos Encargos Setoriais (ONS, CDE e PROINFA) 
Selo (R$/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. 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER
  Função/componente      Definição      Critério de rateio  
      Básica, Rede Básica de Fronteira, e rede de distribuição
de outras distribuidoras      (R$/kW)    
TUSD Fio B      Remuneração dos ativos, quota de reintegração
decorrente da depreciação, custos operacionais      Custo Marginal (R$/kW)    
TUSD – Perdas Não
Técnicas      Correspondente ao custo das perdas não técnicas de
energia em MWh, valorada pelo preço médio de compra      % da receita de TUSD
(R$/MWh)    
TUSD – Perdas Técnicas      Custo das perdas técnicas da distribuição, em MWh,
valorada pelo preço médio de compra      Perdas do Subgrupo
Tarifário (R$/MWh)    
TUSD – Perdas RB /
Distribuição      Custo das perdas elétricas na Rede Básica devido às
perdas no sistema de distribuição      Perdas do Subgrupo
Tarifário (R$/MWh)    
TUSD – Encargos
(P&D_EE, TFSEE)      Custos dos Encargos Setoriais (P&D_EE, TFSEE)      Selo por subgrupo (R$/MWh)    
TUSD – Encargos
(CDE, ONS, PROINFA)      Custos dos Encargos Setoriais (ONS, CDE e PROINFA)      Selo (R$/MWh)    

Fl. 13 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
43. 
A relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD FIO B de cada agrupamento 
tarifário é determinada de forma que seja mantida a atual relação ponta/fora de ponta da Tarifa de Referência 
TUSD TRANSPORTE (FIO A + FIO B). Em alguns casos essa relação pode ser alterada caso não seja 
garantida a relação máxima de 10 vezes para o componente FIO B. No caso da ESCELSA, a atual relação 
ponta/fora de ponta não foi mantida no agrupamento AT-2. 
 
44. 
A Tabela a seguir apresenta a relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD 
TRANSPORTE da ESCELSA. 
 
Tabela 10 - Relação entre os postos tarifários 
da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE 
RINT-FP
Atual
(Último reajuste)
AT-2
                                    4,06                       3,31 
AT-3
                                    3,57                       3,55 
MT
                                    2,96                       2,95 
AS
                                         -                              -   
BT
                                    5,00                       5,00                       3,00 
RPFP
Agrupamento
RTP
 
 
c) 
Tarifas de Referência – Perdas Técnicas 
 
45. 
Os valores das Tarifas de Referência – Perdas Técnicas foram obtidos através do fator de 
perdas de energia. O fator de perdas de energia – fpe – aloca as perdas técnicas entre os agrupamentos 
tarifários de acordo com a contribuição de cada agrupamento nessas perdas. Os montantes de perdas 
técnicas de energia por nível e por transformação entre níveis, calculados conforme o Módulo 7 do PRODIST, 
foram utilizados como insumos para o cálculo do fpe. Essas Tarifas de Referência foram definidas em 
R$/MWh. 
 
d) 
Tarifas de Referência – Encargos 
 
46. 
Conforme definido no Submódulo 7.2 do PRORET, as Tarifas de Referência da TUSD 
ENCARGOS, salvo TFSEE e P&D_EE, possuem valor unitário, em R$/MWh, em qualquer subgrupo e posto 
tarifário, uma vez que o fator de ajuste no cálculo da tarifa de aplicação recupera os custos associados. 
 
47. 
Para TFSEE, as Tarifas de Referência, em R$/MWh, serão a relação entre a receita de cada 
subgrupo tarifário do Grupo A e a do Grupo B – obtida pelo produto do componente TUSD FIO B base 
econômica pelo Mercado de Referência – e o respectivo mercado de energia. 
 
48. 
Para P&D_EE, as Tarifas de Referência serão obtidas, em R$/MWh, pela aplicação da 
alíquota percentual de P&D_EE ao somatório dos componentes tarifários, base econômica, referentes à: 
TUSD FIO A, TUSD FIO B, TUSD PERDAS, PROINFA, ONS e TFSEE. 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER
  RPFP    RINT-FP
Agrupamento  Atual  RTP  
  (Último reajuste)    
AT-2  4,06  3,31  
AT-3  3,57  3,55  
MT  2,96  2,95  
AS  -  -  
BT  5,00  5,00  3,00

Fl. 14 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 11– Correlação entre agrupamento e Subgrupo 
Subgrupo/Grupo Agrupamento 
A2 
AT-2 
A3 
AT-3 
A3a 
MT 
A4 
MT 
AS 
BT 
B 
BT 
 
Tabela 12 – Correlação entre Tarifas de Referência e Aplicação 
Modalidade 
(Tarifa de Referência) 
Modalidade 
(Tarifa de Aplicação) 
TLU tarifa de longa utilização na ponta 
Tarifa horária Azul 
TCU tarifa de curta utilização na ponta 
Tarifa horária Verde 
TCV tarifa convencional  
Tarifa convencional Monômia 
TB 
Tarifa horária Branca 
 
f) 
Tarifas de Referência – Modalidade Uso Distribuição 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER
  Subgrupo/Grupo      Agrupamento  
A2      AT-2    
A3      AT-3    
A3a      MT    
A4      MT    
AS      BT    
B      BT    
  Modalidade      Modalidade  
  (Tarifa de Referência)      (Tarifa de Aplicação)  
TLU tarifa de longa utilização na ponta      Tarifa horária Azul    
TCU tarifa de curta utilização na ponta      Tarifa horária Verde    
TCV tarifa convencional      Tarifa convencional Monômia    
TB      Tarifa horária Branca    

Fl. 15 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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. 
 
g) 
Tarifas de Referência – Modalidade Geração 
 
57. 
Conforme define o Submódulo 7.4 do PRORET, as tarifas para as centrais geradoras serão 
diferenciadas por subgrupo tarifário.  
 
58. 
Para o subgrupo A2, as tarifas são definidas segundo a REN nº 349/2009, sendo uma tarifa 
locacional e nominal. As tarifas de referência estão definidas na REH nº 2.100 de 28 de junho de 2016. 
 
59. 
Para o subgrupo A3, conforme PRORET 7.4, a tarifa vigente deve ser atualizada pelo IGP-M. 
 
60. 
O PRORET 7.4 define metodologia específica para definição da TUSDg dos subgrupos A3a e 
A4 e Grupo B. 
 
III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA – TE 
 
61. 
A Tarifa de Referência para o componente TE - Energia é definida conforme tabela abaixo. 
 
Tabela 13 – Tarifas de Referência TE – Energia elétrica comprada para revenda 
POSTO/MODALIDADE 
TR - TE 
R$/MWh 
TR_ENP 
Energia horária posto ponta 
1,72 
TR_ENFP 
Energia horária posto fora ponta 
1,00 
TR_ENC 
Energia convencional 
1,06 
 
62. 
Conforme definido no PRORET 7.2, as Tarifas de Referência para a TE TRANSPORTE, TE 
PERDAS e TE ENCARGOS possuem valor unitário, em R$/MWh, em qualquer subgrupo e posto tarifário, 
uma vez que o fator de ajuste no cálculo da tarifa de aplicação recupera os custos associados. 
 
63. 
Por fim, ressalta-se que todas as Tarifas de Referência constam nas guias “TR TUSD” e “TR 
TE” da planilha PCAT. 
 
III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA  
 
64. 
O mercado de referência compreende os montantes de energia elétrica, de demanda de 
potência e de uso do sistema de distribuição faturados no período de referência7 a outras concessionárias e 
permissionárias de distribuição, consumidores, autoprodutores e centrais geradoras que façam uso do 
mesmo ponto de conexão para importar ou injetar energia elétrica, bem como pelos montantes de demanda 
de potência contratada pelos demais geradores para uso do sistema de distribuição. O mercado é 
                                                          
 
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: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER
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 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 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 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER

Fl. 17 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 
ESCELSA, conforme contribuição recebida na AP nº 028/2016, alterou-se o carregamento dos trafos A2/A3 e 
das redes de 69 kV de modo a determinar o custo médio do subgrupo A3 mais próximo do carregamento 
ótimo do sistema. 
 
 
III.8 – TARIFAS ESPECÍFICAS 
 
i. Centrais geradoras do subgrupo A2 
 
75. 
Como foi citado, as tarifas são definidas segundo a REN nº 349/2009, sendo uma tarifa 
locacional e nominal. As tarifas de referência estão definidas na REH nº 2.100 de 28 de junho de 2016. 
 
ii. Unidades consumidoras do subgrupo A1 
 
76. 
A ESCELSA, não atende nenhuma unidade consumidora neste subgrupo. 
 
III.9 - ENCARGO DE CONEXÃO DE ACESSANTES 
 
77. 
Não existe, como base na regulamentação vigente, nenhum acessante que deva pagar 
encargo de conexão de instalações específicas utilizadas na conexão, calculado pela ANEEL nos termos do 
Submódulo 6.3 do PRORET.  
 
III.10 – DESCONTOS TARIFÁRIOS 
 
78. 
Parte da receita não será recuperada pelas tarifas, mas coberta por meio de repasses da 
CDE. Assim, os descontos tarifários previstos no Decreto nº 7.891/2013 e a redução tarifária da subclasse 
residencial baixa renda não deverão compor a base tarifária. Esses valores são obtidos no processo de 
cálculo de construção das tarifas. A tabela a seguir apresenta o valor dos descontos previstos para o mercado 
de referência e as novas tarifas. Cabe destacar que se soma a esse valor o ajuste (positivo ou negativo) 
referente aos descontos considerados no processo tarifário anterior. 
 
79. 
Cabe destacar também os valores apurados referentes ao mercado baixa renda. Estes 
valores são considerados no cálculo tarifário, contudo, o valor a ser percebido pela distribuidora é 
homologado em processo específico da ANEEL. 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER

Fl. 18 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 14 – Subsídio tarifário cobertos pela CDE 
DESCONTO
PREVISÃO (anual)
R$
Subsídio Carga Fonte Incentivada
R$ 30.986.208,07
Subsídio Geração Fonte Incentivada
R$ 3.900.240,54
Subsídio Distribuição
R$ 4.718.696,21
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
R$ 11.783.112,32
Subsídio Rural
R$ 109.441.227,21
Subsídio Irrigante/Aquicultor
R$ 48.225.654,04
Subsídio Baixa Renda
R$ 27.680.554,07  
 
III.11 – TRANSIÇÕES 
 
80. 
No caso da ESCELSA foi aplicada nenhuma transição na construção das tarifas de geração 
para os subgrupos A3a e A4, de modo a minorar o impacto da implantação da nova metodologia de 
determinação das tarifas desses acessantes. 
 
III.12 – IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES 
 
81. 
O item III.1 apresenta os resultados discriminados por modalidades, subgrupos e para a 
TUSD e a TE. A seguir, serão avaliados os resultados observando a decomposição da variação dos 
componentes tarifários. 
 
i. TARIFA DE ENERGIA – TE 
 
82. 
Observa-se que a variação da TE é similar para os diferentes subgrupos. O principal impacto 
é a diminuição do custo médio de aquisição de energia para revenda. 
 
83. 
Para melhor observação e avaliação qualitativa, abaixo há um gráfico tipo radar que distribui 
o efeito médio de 13,86% pelos diferentes custos regulatórios. 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER
DESCONTO  PREVISÃO (anual)
  R$
Subsídio Carga Fonte Incentivada  R$ 30.986.208,07
Subsídio Geração Fonte Incentivada  R$ 3.900.240,54
Subsídio Distribuição  R$ 4.718.696,21
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento  R$ 11.783.112,32
Subsídio Rural  R$ 109.441.227,21
Subsídio Irrigante/Aquicultor  R$ 48.225.654,04
Subsídio Baixa Renda  R$ 27.680.554,07

Fl. 19 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Gráfico 12 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TE 
Subgrupo: todos (média) 
Modalidade: todas (média) 
 
ii. TARIFA DE USO – TUSD 
 
84. 
A análise da TUSD é mais complexa. Primeiro porque envolve duas variáveis de faturamento 
de natureza distinta, potência e energia, resultando em maior diversidade de perfis de contratação e uso. 
Segundo porque os coeficientes utilizados no cálculo apresentam variabilidade maior e também número de 
possibilidades tarifárias mais amplo, o que conduz a uma dispersão elevada dos resultados, em relação ao 
observado na TE. Assim, a análise será feita por modalidade e subgrupo tarifário.  
 
85. 
No gráfico a seguir, analisando toda a receita recuperada pela TUSD, observa-se que as 
variações mais significativas são nos componentes CDE e Parcela B (Distribuição). 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER

Fl. 20 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
(10,00%)
(8,00%)
(6,00%)
(4,00%)
(2,00%)
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
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
 
Gráfico 13 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: todos (média) 
Modalidade: todos (média)8 
 
SUBGRUPO A2 
 
86. 
Para a modalidade azul, subgrupo A2, as variações relevantes observadas são para os 
componentes: CDE, devido a variação do custo regulatório, e Fio B, referente à nova estrutura tarifária 
(alocação de custos). 
 
(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
(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
Demanda Ponta 
Demanda Fora Ponta 
 
                                                          
 
8 Para maiores informações a respeito do componente tarifário LIMINAR 1, consultar a Nota Técnica que define o reposicionamento 
tarifário da distribuidora. (CASOS DE MERCADO ABRACE) 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER

Fl. 21 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
(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
 
Energia 
Gráfico 14 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: A2 
Modalidade: Azul 
 
 
SUBGRUPO A3 
 
87. 
Para a modalidade azul, subgrupo A3, as variações relevantes observadas são para os 
componentes: CDE, devido a variação do custo regulatório, Fio B, referente à nova estrutura tarifária 
(alocação de custos) e Fio A (TUST-RB). 
 
0,00%
0,50%
1,00%
1,50%
2,00%
2,50%
3,00%
3,50%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS
0,00%
0,20%
0,40%
0,60%
0,80%
1,00%
1,20%
RGR
TFSEE
P&D
ONS
CCC
CDE
PROINFA
LIMINAR 1
TUSD RB
TUSD FR
CONEXAO T
CONEXAO D
CUSD
TUSDG-T
TUSDG-ONS
DISTRIBUICAO
SUBSIDIO
OUTROS
PERDAS TECNICAS
PERDAS RB/ PERDAS D
PERDAS NAO TECNICAS
Demanda Ponta 
Demanda Fora Ponta 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER

Fl. 22 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
 
(8,00%)
(7,00%)
(6,00%)
(5,00%)
(4,00%)
(3,00%)
(2,00%)
(1,00%)
0,00%
1,00%
2,00%
3,00%
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
Energia 
Gráfico 15 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: A3 
Modalidade: Azul 
 
SUBGRUPO A3a 
 
88. 
A seguir tem-se o resultado para as modalidades azul e verde, subgrupo A3a. As variações 
relevantes observadas são para os componentes CDE, referente à variação do custo regulatório e Fio B, 
reflexo principalmente da nova estrutura tarifária. Ademais, finalizou-se a transição das tarifas entre A3a e A4, 
igualando as tarifas dos subgrupos. 
 
Demanda Ponta 
Demanda Fora Ponta 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER

Fl. 23 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
 
 
Energia 
Gráfico 16 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: A3a 
Modalidade: Azul 
 
 
(1,40%)
(1,20%)
(1,00%)
(0,80%)
(0,60%)
(0,40%)
(0,20%)
0,00%
0,20%
0,40%
0,60%
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
Energia Ponta 
Energia Fora Ponta 
 
Demanda 
Gráfico 17 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: A3a 
Modalidade: Verde 
 
SUBGRUPO A4 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER

Fl. 24 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
89. 
A seguir, o resultado para as modalidades azul e verde, subgrupo A4. As mesmas 
considerações feitas para o A3a são feitas para o A4. Ressalta-se que os efeitos são minorados no subgrupo 
A4, devido á transição do subgrupo A3a. 
 
0,00%
0,05%
0,10%
0,15%
0,20%
0,25%
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
 
Demanda Ponta 
Demanda Fora Ponta 
 
 
Energia 
Gráfico 18 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: A4 
Modalidade: Azul 
 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER

Fl. 25 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Energia Ponta 
(8,00%)
(7,00%)
(6,00%)
(5,00%)
(4,00%)
(3,00%)
(2,00%)
(1,00%)
0,00%
1,00%
2,00%
3,00%
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
 
Energia Fora Ponta 
 
0,00%
0,50%
1,00%
1,50%
2,00%
2,50%
3,00%
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
 
Demanda 
Gráfico 19 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: A4 
Modalidade: Verde 
 
90. 
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 
 
91. 
Para o subgrupo B1, as variações relevantes observadas são na componente CDE, devido à 
variação de custo regulatório, e para a componente Fio B, reflexo da nova estrutura tarifária. Ressalta-se que 
na componente Fio B há um movimento de aumento da receita recuperada pelo Grupo B, e em contrapartida, 
uma diminuição da receita recuperada pelo Grupo A (Gráfico 11 – Estrutura Vertical). 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER

Fl. 26 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Gráfico 20 – Decomposição da variação da Tarifa por componente tarifário 
Tarifa: TUSD 
Subgrupo: B1 
Modalidade: Convencional 
 
 
92. 
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 
 
93. 
O impacto tarifário foi devido ao recálculo do sinal locacional, nos termos da REN nº 
349/2009. Desta forma, no recálculo das tarifas de referência, a variação percebida pela central geradora 
pode ser negativa ou positiva, de acordo com a variação do sinal locacional que recebe influência: da 
configuração da Rede Unificada - RU; da entrada de novos ativos e de novas centrais geradoras; da variação 
da receita de referência da RU; e da alteração da carga conforme o MUST contratado pela distribuidora. Nos 
reajustes tarifários posteriores, a variação se dará pelo valor do IGP-M e do Fator X da distribuidora. 
 
94. 
O impacto para o subgrupo A3 se limita a variação do IGP-M. 
 
95. 
O impacto para o subgrupo A4 foi devido a alteração metodológica, com a definição de uma 
tarifa de referência nos termos do PRORET. Conforme relatado no item III.11, para essa modalidade e 
subgrupo fez-se transição da estrutura tarifária. 
 
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; 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER

Fl. 27 Nota Técnica nº 254/2016-SGT/ANEEL, de 08/08/2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Contrato de Concessão dos Serviços Públicos de Distribuição; 
 
Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; 
 
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. 
 
V - DA CONCLUSÃO 
 
97. 
A presente Nota Técnica, em complemento com as planilhas de cálculo, apresenta o 
processo de construção da estrutura das tarifas da ESCELSA e a análise dos resultados. Tais documentos 
devem subsidiar a proposta submetida em Audiência Pública para o recebimento de contribuições dos 
agentes interessados e da sociedade. 
 
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 carregamento das redes e transformadores do nível A3. Para os demais 
itens, foi utilizada a estrutura tarifária padrão estabelecida no PRORET. 
 
 
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
100. 
Recomenda-se a submissão desta Nota Técnica à Diretoria colegiada da ANEEL para 
subsidiar a aprovação da Revisão Tarifária Periódica de 2016 da ESCELSA. 
 
 
DIEGO LUIS BRANCHER 
Especialista em Regulação 
ROBSON KUHN YATSU 
Especialista em Regulação 
De acordo 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária - SGT 
 
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: EC26A7D60038B867 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx 
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU, DIEGO LUIS BRANCHER