... AUDIÊNCIA PÚBLICA S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E R E G U L A Ç Ã O E C O N Ô M I C A

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1 S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E R E G U L A Ç Ã O E C O N Ô M I C A S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E R E G U L A Ç Ã O D O S S E R V I Ç O S D E D I S T R I B U I Ç Ã O Nota Técnica nº 169/2012-SRE-SRD/ANEEL Brasília, 6 de Junho de 2012 T E R C E I R O C I C L O D E R E V I S Õ E S T A R I F Á R I A S D A S C O N C E S S I O N Á R I A S D E D I S T R I B U I Ç Ã O D E E N E R G I A E L É T R I C A E S T R U T U R A T A R I F Á R I A C E B D i s t r i b u i ç ã o S. A. AUDIÊNCIA PÚBLICA Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Regulação Econômica SGAN 603 / Módulo I 1º andar CEP: Brasília DF Tel: Fax:

2 ÍNDICE I. OBJETIVO... 2 III. ANÁLISE... 4 III.1 RESULTADOS... 4 III.2 DADOS DE ENTRADA... 7 III.3 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD... 7 III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO III.7. FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA III.8. IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES III.9. TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA III.10. CÁLCULO DA TUSD PARA CENTRAIS GERADORAS III.11. CÁLCULO DA TUSD DISTRIBUIÇÃO PARA OUTRAS DISTRIBUIDORAS... Erro! Indicador não definido. III.12. CÁLCULO DO ENCARGO DE CONEXÃO DAS UNIDADES CONSUMIDORAS DO SUBGRUPO A1... Erro! Indicador não definido. IV. FUNDAMENTO LEGAL V. CONCLUSÃO VI. RECOMENDAÇÃO... 25

3 (Fls. 2 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) Nota Técnica n o 169/2012 SRE-SRD/ANEEL Em 6 de junho de Processos n.º / e / Assunto: Cálculo da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição TUSD e da Tarifa de Energia TE da CEB Distribuidora S/A relativas ao Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas - 3CRTP das concessionárias de distribuição de energia elétrica. I. OBJETIVO Submeter à Audiência Pública - AP a proposta de definição das Tarifas de Referência e Aplicação, provenientes da revisão tarifária da CEB Distribuidora S/A relativas ao Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas - 3CRTP. II. DOS FATOS O Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária PRORET estabelece as metodologias aplicáveis ao 3CRTP e, portanto, fundamenta os cálculos apresentados na presente Nota Técnica. Uma revisão conceitual das metodologias aplicáveis, que vai além do escopo do presente documento, pode ser feita a partir das seguintes referências 1 : Resolução Normativa nº 464, de 22 de novembro de 2011; PRORET Módulo 7: Submódulo 7.1 Procedimentos Gerais; Submódulo 7.2 Tarifas de Referência; Submódulo 7.3 Tarifas de Aplicação; e Nota Técnica nº 311/2011-SRE-SRD/ANEEL, de 17 de novembro de 2011 Proposta Geral. 1 Disponível no endereço eletrônico da ANEEL na internet:

4 (Fls. 3 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) 2. O Contrato de Concessão nº 066/1999, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CEB Distribuidora S/A, estabelece o ciclo tarifário da distribuidora cuja terceira revisão tarifária periódica deve ocorrer em 26 de agosto de As metodologias aplicáveis ao 3CRTP são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária. Ambos os módulos foram aprovados em novembro de 2011 por meio das Resoluções Normativas REN nº 457/2011 e nº 464/2011, respectivamente. 4. Complementarmente, os Módulos 2, 6 e 7 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional PRODIST regulamentam outras matérias afetas ao cálculo da estrutura tarifária. 5. O Submódulo 10.1 do PRORET define a ordem, as condições de realização, os requisitos de informações e as obrigações periódicas concernentes ao processo de revisão tarifária das distribuidoras e permissionárias de energia elétrica. 6. Complementarmente, o Módulo 6 do PRODIST define e detalha o fluxo de parte das informações necessárias para o cálculo da estrutura tarifária. 7. Com base no arcabouço regulatório, os ofícios nº 0323/2011-SRD/ANEEL, de 21 de dezembro de 2011, e nº 13/2011-SRE/ANEEL, de 07/12/2011, orientaram a forma de envio dos dados pela distribuidora. 8. A CEB protocolou os dados na ANEEL por meio da correspondência: Dados da Campanha de Medidas, Custo Médio e Consumidores A1: Carta nº 102/2012-DD de 09 de março de 2011; 9. Os dados de mercado foram obtidos por meio do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica SAMP sendo o controle de atualização dos dados feito no próprio aplicativo. 10. Em particular, a CEB-DIS informou na Carta nº 156/2012-DD que está realizando mais medições no subgrupo B2 para atender o erro amostral de 20%. 11. Os demais dados, como os custos regulatórios considerados na construção das tarifas são resultados do processo de definição do nível tarifário cujo processo e resultados estão detalhados na Nota Técnica nº 129 /2012 SRE/ANEEL de 16 de maio de Após a descrição dos fatos passa-se à análise. A Seção seguinte inicia-se com a apresentação do impacto tarifário a ser percebido pelos consumidores. Posteriormente, demonstram-se os dados de entrada para a construção das tarifas bem como o cálculo das tarifas de Referência e de Aplicação, além do mercado de referência ajustado. Por fim, são apresentados os parâmetros flexibilizados para o

5 (Fls. 4 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) cálculo da estrutura tarifária, impactos tarifários relevantes e possível transição para aplicação das novas tarifas. III. ANÁLISE III.1 RESULTADOS 13. O resultado da revisão tarifária submetido à Audiência Pública da CEB resultará no efeito médio a ser percebido por subgrupo tarifário, conforme tabela 1, considerando todo o mercado da distribuidora: consumidores, geradores e outras distribuidoras ou permissionárias. Tabela 1 Efeito médio por Subgrupo Tarifário Subgrupo/Classe Efeito Médio (%) A2 (88 a 138 kv) -9,86% A3a (30 kv a 44 kv) 14,14% A4 (2,3 kv a 25 kv) 5,80% AS - Sistema Subterrâneo 13,32% B1 (Baixa Tensão Residencial e Baixa Renda) 4,17% B2 (Baixa Tensão - Rural) 8,92% B3 (Baixa Tensão Demais Classes) 8,35% B4 (Baixa Tensão Iluminação Pública) 9,32% 14. A tabela 2 demonstra os efeitos médios percebidos pelos consumidores cativos do Grupo A nas modalidades tarifárias Azul, Verde e Convencional. Tabela 2 Efeito Médio por Subgrupo Tarifário e Modalidade do Grupo A Subgrupo Modalidade Efeito Médio (%) A2 (88 kv a 138 kv) Azul 11,67% Azul 16,71% A3a (30 kv a 44 kv) Verde 15,90% Convencional 14,36% Azul 6,54% A4 (2,4 a 25 kv) Verde 8,07% Convencional 2,57% AS (inferior a 2,3 kv subterrâneo) Azul 15,40% Verde 13,02% Convencional 7,90%

6 (Fls. 5 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) 15. A tabela 3 demonstra os efeitos médios segregados em TUSD e TE por subgrupo e modalidade dos Grupos A e B. Tabela 3 Efeito Médio TUSD e TE por Subgrupo Tarifário e Modalidade Subgrupo Modalidade Tarifa Efeito Médio (%) A2 (88 kv a 138 kv) Azul TUSD -7,07% TE 18,59% Azul TUSD 14,26% TE 18,09% A3a (30 kv a 44 kv) Verde TUSD 11,97% TE 18,82% Convencional TUSD 9,72% TE 17,97% Azul TUSD -8,80% TE 18,31% A4 (2,4 a 25 kv) Verde TUSD -6,66% TE 18,67% Convencional TUSD -13,22% TE 17,97% TUSD 11,96% Azul TE 18,47% AS TUSD 7,14% (inferior a 2,3 kv subterrâneo) Verde TE 18,46% Convencional TUSD -3,22% TE 17,97% B1 (< 2,3 kv - Residencial) Convencional TUSD -7,31% TE 17,97% B2 (< 2,3 kv - Rural) Convencional TUSD -3,09% TE 23,41% B3 (< 2,3 kv Demais TUSD -3,59% Convencional Classes) TE 22,75% B4 (< 2,3 kv Iluminação TUSD -2,73% Convencional Pública) TE 23,85% 16. A tabela 4 apresenta as tarifas e as relações entre as tarifas das modalidades convencional e horária Branca para o Grupo B para os subgrupos que existe a opção de escolha do consumidor.

7 (Fls. 6 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) Subgrupo B1 (< 2,3 kv - Residencial) Tabela 4 Valores das Tarifas por modalidade - Grupo B Posto Tarifário Tarifa Convencional Branca Variação R$/MWh R$/MWh % Ponta 310,55 568,14 1,83 Intermediário 310,55 364,65 1,17 Fora Ponta 310,55 259,25 0,83 Ponta 195,65 377,37 1,93 B2 (< 2,3 kv - Rural) B3 (< 2,3 kv Demais Classes) Intermediário 195,65 241,40 1,23 Fora Ponta 195,65 167,22 0,85 Ponta 310,55 618,92 1,99 Intermediário 310,55 395,12 1,27 Fora Ponta 310,55 269,41 0, A tabela 5 apresenta os valores das Bandeiras Tarifárias. Elas serão somadas à TE, e, portanto, resultarão em percepções distintas de acordo com o subgrupo e modalidade tarifária devido a variação de valores da TUSD e da própria TE. 18. Cabe observar que as bandeiras serão aplicadas, a título educacional no ano de 2013, não alterando a fatura dos consumidores. Somente em 2014 elas serão aplicadas aos consumidores. Tabela 5 Valores das Bandeiras Tarifárias Valor da Bandeira (R$/MWh) Verde Amarela Vermelha 0 15,00 30, A tabela 6 demonstra os efeitos médios da TUSD para as modalidades Geração e Distribuição. Tabela 6 Efeito Médio da TUSD para Modalidade Geração e Distribuição Modalidade Efeito Médio (%) Geração 0,64% A2 (88 kv a 138 kv) 0,06% A3a (30 kv a 44 kv) 5,11% Distribuição -50,94% A2 (88 kv a 138 kv) -50,94%

8 (Fls. 7 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) 20. Os resultados apresentados nas tabelas anteriores, bem como as variações por componente tarifário TUSD Transporte, TUSD Perdas, TUSD Encargos, TE Energia Comprada, TE Transporte, TE Perdas, TE Encargos e outros detalhes podem ser obtidos nas Planilhas Microsoft Excel de Cálculo das Tarifas de Referências TR, e de Cálculo e Abertura das Tarifas PCAT, disponibilizadas juntamente com a presente nota técnica. III.2 DADOS DE ENTRADA 21. Para obtenção dos resultados apresentados anteriormente foram utilizados os seguintes dados de entrada: Tabela 7 Resumo dos dados utilizados no processo Tipo Detalhe Origem Processo utilizado Faturado (Demanda e SAMP Tarifas de Referência e Energia) Tarifas de Aplicação Mercado Cálculo de Tarifas de Medido (Energia) Perdas/Distribuidora Referência/Custo Médio Ativo Físico Quantidade Distribuidora Custo Médio Custo Distribuidora/ANEEL Custo Médio Curvas de Carga Campanha de Medidas Distribuidora Tarifas de Referência/Custo Médio Fluxo de potência Diagrama de fluxo Distribuidora Tarifas de simplificado Referência/Custo Médio Taxa Média de Perda Cálculo de perdas Tarifas de Referência Fator de perdas de potência para potência média Custos Regulatórios Discriminada por componente de custo Revisão Tarifária Definição do nível tarifário Tarifas de Referência e de Aplicação 22. Com base nessas informações inicia-se o processo de construção das Tarifas de Referência e de Aplicação. III.3 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TUSD i. Cálculo dos Custos Médios 23. Para os Custos Marginais de Expansão por agrupamento (faixa de tensão), foram utilizados os Custos Médios, obtidos por módulos de equipamentos/obras, considerando a razão entre o custo total, obtido pelo produto dos custos unitários e o quantitativo de cada módulo, e o carregamento médio dos módulos, com base no sistema de distribuição existente.

9 (Fls. 8 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) 24. O detalhamento do cálculo dos custos médios está descrito na Nota Técnica nº 311/2011- SRE/SRD-ANEEL e reproduzido na planilha disponibilizada. 25. Os grupos de módulos de equipamentos/obras, considerados para cada agrupamento são: Agrupamentos AT-2 e AT-3: Extensão de linha AT; Células de linha AT; Conexão de trafo AT; e Capacidade instalada AT/AT; Agrupamento MT: Extensão de rede MT; Células de linha MT; Conexão de trafo MT; e Capacidade instalada AT/MT; Agrupamento BT: Extensão de rede BT; Posto de transformação MT/BT; e Capacidade instalada MT/BT. 26. As tabelas 8 e 9 listam os dados dos ativos físicos dos módulos de equipamentos/obras e seus respectivos custos unitários médios. Subgrupo/Grupo ou Relação de Transformação Tabela 8 Ativos Subgrupo/Grupo Capacidade Redes/Linhas Transformadores ou Relação de instalada Bays de linha Transformação km quantidade MVA quantidade AT-2 342,78 39,00 AT-3 132,10 10,00 MT ,23 394,00 BT 5.745,99 MT/BT , ,44 AT-2/MT 31, ,00 AT-3/MT 11,00 143,75 Redes/Linhas Tabela 9 Custos unitários Transformadores Capacidade instalada Bays de linha Bays de Conexão de trafo R$/km R$/posto R$/kVA R$/bay R$/bay Urbano Rural Urbano Rural Urbano Rural AT , , ,67

10 (Fls. 9 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) Subgrupo/Grupo ou Relação de Transformação Redes/Linhas Transformadores Capacidade instalada Bays de linha Bays de Conexão de trafo R$/km R$/posto R$/kVA R$/bay R$/bay Urbano Rural Urbano Rural Urbano Rural AT , , ,00 MT , , , ,78 BT , ,33 MT/BT , ,28 70,32 110,26 AT-2/MT 281,78 AT-3/MT 250, As demandas consideradas para os módulos dos agrupamentos AT foram obtidas do diagrama unifilar simplificado de fluxo de potência, mesmo dado utilizado no cálculo da proporção de fluxo. Para os agrupamentos MT, a demanda considerada tem duas origens. Para os módulos - células de linha MT, conexão de trafo MT, capacidade instalada AT/MT a demanda também será aquela obtida no fluxo de potência. Tabela 10 Fluxo de Demanda AT e AT/MT Subgrupo/Grupo Demanda ou Relação de (MW) Transformação Inj. AT Inj. AT-3 Inj. MT 191,5 AT-2/AT-3 79,33 AT-2/MT 820,11 AT-3/AT-2 AT-3/MT 79,33 MT/AT-2 MT/AT Para os módulos extensão de rede MT e todos os módulos do agrupamento BT, as demandas foram obtidas pela energia que transita em cada nível/transformação, definida no cálculo das perdas técnicas, e parâmetros das curvas de carga da campanha de medidas. 29. Para o MT e BT a energia que transita nos níveis e transformações deve ser rateada em urbana e rural por meio de dados de energia faturada no período de referência. Deve-se considerar ainda a sazonalidade da energia ao longo do ano, obtidos pela relação da energia do mês de maior consumo pelo consumo médio. Para a obtenção da demanda, apura-se o fator de carga médio para cada agrupamento, com base nas tipologias de carga, redes e injeções obtidas pela campanha de medidas.

11 (Fls. 10 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) Tabela 11 Energia anual total, fator de sazonalidade Energia total Fator de Subgrupo/Grupo que transita sazonalidade MWh.ano MT Rural ,58 Urbano ,04 BT Rural ,97 Fator de carga médio 1,0721 0,6916 0,6093 1,0288 Urbano ,98 0, Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na tabela 12. Tabela 12 Custos Médios Agrupamento Custo Médio R$/kW AT-2 53,57 AT-3 158,54 MT 268,57 BT 212,94 ii. Cálculo da Proporção de Fluxo 31. A proporção de fluxo é obtida do diagrama unifilar simplificado do fluxo de potência do sistema elétrico da distribuidora. Este foi construído com base nas medições das fronteiras da rede da distribuidora no momento de carga máxima do sistema (injeções), fornecida pela distribuidora e nas tipologias de carga e rede. A Nota Técnica nº 311/2011-SRE/SRD/ANEEL detalha a construção do diagrama unifilar simplificado de fluxo de potência. 32. A tabela 13 apresenta os valores de proporção de fluxo total (proporção de fluxo direta mais proporção de fluxo indireta) entre os subgrupos tarifários calculados para a CEB-DIS. Tabela 13 Proporção de Fluxo Total 2 Agrupamento A2 A3 MT BT 2 Os relatórios do aplicativo CTR utilizados no cálculo da Estrutura Vertical adota 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, devido a limitações no aplicativo.

12 (Fls. 11 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) Agrupamento A2 A3 MT BT AT-2 1,00 AT-3 1,00 1,00 MT 0,82 0,07 1,00 BT 0,82 0,07 1,00 1,00 iii. Tipologias de cargas e redes 33. As tipologias representam o comportamento dos consumidores e o carregamento das redes da distribuidora em análise. 34. A CEB-DIS 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. 35. Como parte do processo, as tipologias encaminhadas pela concessionária foram ajustadas ao mercado de referência dos respectivos agrupamentos Os agregados das tipologias de carga por agrupamento já ajustados ao mercado estão apresentados nas Figuras 1 a 4 abaixo, que correspondem aos dados da tabela 14. Tabela 14 Consumidores Tipo Agregados (MW) Hora Posto AT- MT BT TOTAL AT :30 01: ,43 114,02 331,70 503,15 01:30 02: ,71 111,24 331,08 498,03 02:30 03: ,07 110,28 322,94 488,29 03:30 04: ,21 111,38 309,27 475,86 04:30 05: ,73 111,75 343,54 513,02 05:30 06: ,08 109,65 306,02 473,75 06:30 07: ,07 124,57 384,49 570,13 07:30 08: ,89 154,75 489,09 709,73 08:30 09: ,42 178,53 543,24 789,19 09:30 10: ,42 192,35 539,62 801,39 10:30 11: ,93 197,69 563,62 834,24 11:30 12: ,35 192,10 520,86 786,31 12:30 13: ,32 196,42 495,17 765,91 13:30 14: ,40 207,09 502,92 785,41 3 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.

13 MW MW MW MW (Fls. 12 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) Hora Posto AT- MT BT TOTAL AT :30 15: ,64 212,05 533,99 821,68 15:30 16: ,15 211,70 534,00 824,86 16:30 17: ,16 199,55 611,03 883,74 17:30 18: ,96 171,56 773,21 999,73 18:30 19: ,49 160,85 712,59 934,93 19:30 20: ,16 150,70 567,04 778,89 20:30 21: ,61 149,04 517,85 745,50 21:30 22: ,86 139,99 457,91 681,77 22:30 23: ,85 127,79 395,64 598,27 23:30 00: ,98 119,16 354,76 536, Posto Tarifário Figura 1 Consumidor-tipo AT-2 - Agregado Posto Tarifário Figura 2 Consumidor-tipo MT - Agregado B MT A Posto Tarifário Figura 3 Consumidor-tipo BT Agregado Posto Tarifário Figura 4 Agregado Consumidores-tipo Definição dos postos tarifários ponta, fora ponta e intermediário 37. Os custos marginais de capacidade foram calculados para os postos tarifários ponta e fora ponta, definidos na REN nº 414/10:

14 (Fls. 13 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) 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; e Horário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta. 38. A CEB-DIS informou que o horário de ponta praticado atualmente é o das 18h00min às 20h59min para o período fora do horário de verão e das 19h00min às 21h59min para o período do horário de verão e solicitou que fosse mantido, motivado pelo carregamento de seu sistema elétrico. 39. A análise dos agregados de consumidores-tipo obtidos pela distribuidora através de campanha de medição e ilustrados anteriormente mostra que o horário de ponta proposto pela distribuidora está coerente com as curvas de carga agregada de seu sistema elétrico, para o período fora do horário de verão. Ressalta-se que parte da campanha de medidas foi realizada durante o horário de verão, assim, o comportamento agregado está contaminado pela mudança de hábitos do horário de verão. 40. Considerando que no horário de verão a distribuidora informou que desloca o horário de faturamento de seus consumidores, é adequado que seja deslocada a duração do horário de ponta, conforme tabela a seguir. Tabela 15 Postos tarifários Posto Ponta Durante horário Fora do horário de verão de verão Início 18h00min 19h00min Fim 20h59min 21h59min 41. Quanto ao posto intermediário, aplicável somente à modalidade tarifária horária Branca do Grupo B, a distribuidora não apresentou propostas. Portanto, conforme regulamentação do PRORET, este será definido em dois períodos de 1 hora, imediatamente anteriores e posteriores ao posto ponto. iv. Fatores de Perdas de Potência 42. 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 de outras distribuidoras. 43. Utilizou-se a perda de potência para a demanda média, calculada no processo definição dos índices de perdas técnicas, Módulo 7 do PRODIST, como estimativa da taxa média de potência. No caso do sistema de alta de tensão (SDAT), como não se calcula perdas de potência para a demanda média durante o processo de cálculo dos índices de perdas, utiliza-se dos respectivos índices de perdas de energia (perda média de potência) e do CP (índice que correlaciona perda média de potência e perda de potência para a demanda média) para o cálculo da perda de potência para a demanda média dos subgrupos pertencentes à alta tensão AT.

15 (Fls. 14 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) 44. A tabela 16 lista os valores dos fatores de perdas de potência calculados. Tabela 16 Fatores de Perdas de Potência para demanda média Agrupamento AT-2 AT-3 MT BT AT-2 0,017 AT-3 0,018 0,001 MT 0,049 0,029 0,028 BT 0,088 0,068 0,067 0,022 v. Estrutura Vertical 45. A Estrutura Vertical EV é a proporção relativa entre os agrupamentos tarifários, definidos por níveis de tensão (grupos e subgrupos tarifários) utilizada na construção da componente tarifária TUSD- FIO B, referente aos custos de Parcela B da receita requerida de distribuição. 46. 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 e ao mercado teórico de demanda. Posteriormente, esses valores foram corrigidos considerando que uma parcela dos custos foi rateada de forma proporcional ao número de unidades consumidoras de cada agrupamento tarifário. 47. No cálculo da Estrutura Vertical das distribuidoras no terceiro ciclo de revisões tarifárias, a ANEEL utilizará o aplicativo CTR, versão 2, em substituição ao aplicativo TARDIST utilizado até o segundo ciclo de revisões tarifárias. 48. 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). 49. 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 de conexão do consumidor-tipo, bem como os níveis de tensão a montante. 50. A Responsabilidade de Potência foi obtida por meio das tipologias de cargas, redes e injeções, do fator de perdas de potência e do fator de coincidência dos consumidores-tipo nas pontas das redes-tipo. 51. A Estrutura Vertical resultante dos custos marginais de capacidade deve ser corrigida para ajustar os custos relacionados aos processos comerciais. Assim, uma parcela dos custos foi rateada de forma

16 (Fls. 15 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) proporcional ao número de unidades consumidoras. Adicionalmente é feito um ajuste para o mercado faturado, e a EV resulta nos valores da tabela a seguir. Tabela 17 Estrutura Vertical Agrupamento EV% AT-2 0,93% AT-3 0,00% MT 13,76% BT 85,31% vi. Tarifas de Referência 52. 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. 53. Cada componente da TUSD possui custos específicos, que são calculados como um selo, em R$/kW ou em R$/MWh, rateados de forma proporcional aos custos marginais de capacidade ou pela responsabilidade de custos de determinado subgrupo tarifário. 54. As Tarifas de Referência consideradas no cálculo da TUSD estão detalhadas na tabela 18. Tabela 18 Composição das TR da TUSD Agrupamento Definição Critério de rateio Custo com o uso e a conexão às instalações da TUSD Fio A Responsabilidade de Rede Básica, Rede Básica de Fronteira, e rede de Custo (R$/kW) distribuição de outras concessionárias. TUSD Fio B Remuneração dos ativos, quota de reintegração decorrente da depreciação, custos operacionais. Custo Marginal (R$/kW) TUSD Perdas Não Técnicas Correspondente ao custo das perdas não técnicas, em MWh, valorada pelo preço médio de compra. % da receita de TUSD (R$/MWh) TUSD Perdas Custo das perdas técnicas da distribuição, em Perdas do Subgrupo Técnicas TUSD Perdas RB / Distribuição TUSD Encargos MWh, valorada pelo preço médio de compra. Custo das perdas elétricas na Rede Básica devido às perdas no sistema de distribuição Custos dos Encargos Setoriais (RGR, P&D, TFSEE, ONS, CCC, CDE e PROINFA). Tarifário (R$/MWh) Perdas do Subgrupo Tarifário (R$/MWh) Selo (R$/MWh) 55. Obedecendo a sequência de cálculo, as Tarifas de Referência são inicialmente calculadas segundo os critérios definidos na tabela anterior. Numa segunda etapa, estas tarifas são ajustadas segundo as modalidades tarifárias de cada subgrupo/grupo tarifário, uma vez que cada modalidade tarifária possui características específicas de tarifação de acordo com os postos tarifários e a forma de faturamento em demanda ou energia.

17 (Fls. 16 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) a) Tarifas de Referência TUSD Fio A 56. 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. 57. 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, complementado pela Nota Técnica nº 311/2011-SRE/SRD/ANEEL. 58. 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. Na tabela 19 são apresentados os valores dos fatores de coincidência utilizados para determinação das Tarifas de Referência TUSD FIO A. Tabela 19 Fatores de Coincidência Agrupamento Fcoin PONTA Fcoin FORA PONTA AT-2 AT-3 MT BT AT-2 AT-3 MT BT AT-2 1,00 0,94 AT-3 1,00 1,00 1,00 1,00 MT 0,94 0,94 0,94 0,70 0,70 0,70 BT 0,92 0,92 0,92 0,73 0,85 0,85 0,85 0, As Tarifas de Referência TUSD FIO A da CEB-DIS, com seus respectivos componentes de custo, são mostradas na tabela a seguir. Tabela 20 Tarifas de Referência TUSD FIO A (R$/kW) Agrupamento PONTA FORA PONTA TOTAL RB FR CUSD CCT RB FR CUSD CCT TOTAL AT-2 4,22 1,16 0,00 0,08 5,45 0,73 0,20 0,00 0,06 0,98 AT-3 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 MT 4,07 1,21 0,00 0,08 5,36 0,58 0,17 0,00 0,05 0,80 BT 4,17 1,24 0,00 0,09 5,50 0,73 0,22 0,00 0,06 1,00 b) Tarifas de Referência TUSD Fio B 60. Com base em todos os insumos apresentados, pode-se finalmente calcular as Tarifas de Referência TUSD FIO B, que são obtidas por agrupamento e posto tarifário de acordo com as equações definidas no Submódulo 7.1 do PRORET.

18 (Fls. 17 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) 61. O mercado de referência de demanda para o 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 Grupo B baseia-se nas tipologias ajustadas ao mercado faturado. O mercado do subgrupo AS é considerado como pertencente ao agrupamento BT. Transição REN. 399/ A relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD FIO B de cada agrupamento tarifário é determinada de forma que seja alcançada, ao final do período de transição de cálculo da TUST, estabelecido na REN nº 399/2010, a meta de relação ponta / fora de ponta da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE (FIO A + FIO B) apresentada na tabela 2 do Submódulo 7.2 do PRORET. 63. Outra condição que deve ser obedecida é de que a relação ponta/fora ponta não poderia aumentar acima dos atuais valores durante o período de transição da TUST, evitando um indesejado efeito oscilatório. 64. A tabela 21 apresenta a evolução esperada da relação ponta/fora de ponta das Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE ao longo da transição da TUST. Ressalta-se que os custos regulatórios considerados para a proposta de AP são definidos com base nas tarifas de uso vigentes de rede básica e fronteira. Tendo em vista que as novas tarifas serão definidas até 1º de julho de 2012, a relação ponta/fora ponta a ser apresentada na proposta final de revisão tarifária será a resultante das novas tarifas, considerando o segundo passo da transição da REN nº 399/2010. Tabela 21: Trajetória estimada da relação ponta fora de ponta (RPFP) da Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE Agrupamento 1º ano 2º ano Final da Atual RTP transição transição Transição (último reajuste) TUSTfp(1/3) TUSTfp (2/3) TUST fp(3/3) Meta AT-2 7,10 6,43 6,43 3,19 1,89 4,35 AT-3 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,65 MT 4,00 4,64 4,64 3,69 3,00 3,00 BT 2,73 8,15 8,15 6,25 5,00 5, A tabela 22 apresenta a TR TUSD FIO B. Tabela 22 TR TUSD FIO B da CEB-DIS Agrupamento TR TUSD FIO B (R$/kW) Ponta Fora Ponta AT-2 2,42 0,24 AT-3 MT 13,18 3,19 BT 24,37 2,66

19 (Fls. 18 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) c) Tarifas de Referência Perdas Técnicas 66. 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$/MWh. d) Tarifas de Referência Encargos 67. A Tarifa de Referência para a TUSD Encargos é definida como valor unitário 1, conforme definido no PRORET 7.2. e) Tarifas de Referência Modalidades 68. As Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE, obtidas em R$/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. 69. Para a modalidade horária verde, a Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE do posto ponta é convertida para R$/MWh pelo Fator de Carga (FC) de cruzamento das retas tarifárias verde e azul. 70. O valor do fator de carga de cruzamento das retas tarifárias foi definido em 0,66, valor padrão regulamentado no PRORET. 71. Para a modalidade convencional binômia do Grupo A, as Tarifas de Referência TUSD TRANSPORTE ponta e fora de ponta foram convertidas para uma única Tarifa de Referência TUSD TRANSPORTE em R$/kW com base no perfil típico de consumo da modalidade. 72. 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. 73. As Tarifas de Referência por subgrupo e modalidade tarifária estão detalhadas na planilha de cálculo. 74. A correlação entre os agrupamentos, adotados na construção das Tarifas de Referência e os subgrupos/modalidades que possuem Tarifas de Aplicação calculadas obedece a tabela a seguir. Tabela 23 Correlação Agrupamentos e Subgrupos/Modalidades

20 (Fls. 19 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) Subgrupo/Grupo A2 A3 A3a A4 AS B Agrupamento AT-2 AT-3 MT MT BT BT Modalidade (Tarifa de Referência) TLU tarifa de longa utilização na ponta TCU tarifa de curta utilização na ponta TCV tarifa convencional TB Modalidade (Tarifa de Aplicação) Tarifa horária Azul Tarifa horária Verde Tarifa convencional Binômia ou Monômia Tarifa horária Branca III.4 TARIFAS DE REFERÊNCIA - TE 75. A Tarifa de Referência para a TE Energia Comprada é definida conforme tabela abaixo: Tabela 24 Tarifas de Referência TE - energia elétrica comprada para revenda. Posto/Modalidade TR - TE R$/MWh TR_ENP Energia posto ponta 1,72 TR_ENFP Energia posto fora ponta 1,00 TR_ENC Energia convencional 1, Para as funções de custo relativas à TE Transporte, TE Perdas e TE Encargos a Tarifa de Referência é definida como valor unitário 1, conforme definido no PRORET Por fim, ressalta-se que todas as Tarifas de Referência constam na guia TR_TUSD da planilha PCAT. III.5 MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO 78. Antes de se detalhar o cálculo da Tarifa de Aplicação, faz-se necessário tecer comentários quanto ao mercado de referência. 79. Como definido no PRORET - Submódulo 7.3, para obtenção das Tarifas de Aplicação é necessário determinar o valor do mercado de referência ajustado. O mercado de referência compreende os montantes de energia elétrica, de demanda de potência e de uso do sistema de distribuição faturados no

21 (Fls. 20 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) período de referência 4 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. 80. Por sua vez, o mercado de referência deve ser ajustado para efetuar a compensação dos benefícios tarifários - subsídios e descontos previstos em atos normativos e legais. Este é obtido pelo produto do mercado de referência pelo complementar do desconto, conforme expressão abaixo. (03) Onde: MRA: Mercado de Referência Ajustado; e MR: Mercado de Referência; e DESC%: Desconto percentual Médio. 81. As planilhas disponibilizadas apresentam os valores por subgrupos, modalidades, classes e subclasses tarifárias. Ressalta-se ainda que nessa abertura do mercado, caso a empresa receba recursos oriundos da Conta de Desenvolvimento Energético CDE, em função do benefício da Tarifa Social de Energia Elétrica, o mercado residencial sofre outro ajuste complementar. III.6 TARIFAS DE APLICAÇÃO 82. Tanto para o cálculo da Tarifa de Aplicação referente à TUSD quanto para a TE a abordagem adotada segue três passos. Primeiro se obtém a tarifa integral, posteriormente a base econômica e enfim a tarifa base financeira que será utilizada para faturar as unidades consumidoras da distribuidora. 83. Todas as tabelas com os cálculos encontram-se na planilha PCAT. i. Cálculo da TUSD e TE Integral 84. As tarifas integrais são aquelas que não possuem em sua estrutura benefícios tarifários. Nesse caso emprega-se o mercado de referência e os custos regulatórios deduzidos os valores recuperados pelos consumidores do subgrupo A1 no que se refere aos custos dos encargos de conexão, tanto na transmissão quanto na distribuição, e rede básica, pelas permissionárias que não passaram por revisão, pelas cooperativas não regularizadas e pelas centrais de geração de acordo com os respectivos componentes de custo incidentes tanto na TUSD como na TE. A planilha PCAT apresenta os valores deduzidos relativos a cada grupo de consumidores acima descrito. 4 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão tarifária periódica.

22 (Fls. 21 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) 85. Há que ressaltar o tratamento diferenciado dado a TUSD Integral relativa à perda não técnica. Como definido no submódulo 7.3, deve-se distribuir o custo proporcionalmente à distribuição de receita referente à TUSD integral, excluindo o componente perdas não técnicas. Com este valor calcula-se o valor desta componente da TUSD na forma de um selo em R$/MWh por nível de tensão. ii. Cálculo da TUSD e TE Base econômica 86. Como definido no submódulo 7.3 as tarifas TUSD e TE base econômica são obtidas pela multiplicação das tarifas base integral por um fator de ajuste multiplicativo. Nesse caso, a determinação da constante é efetuada pela relação entre os custos regulatórios e o resultado da multiplicação do valor da tarifa integral - incluindo geradores, A1, cooperativas e distribuidoras pelo mercado ajustado. De fato, a diferença desta para a anterior é a compensação dos benefícios tarifários concedidos em atos normativos e legais. iii. Cálculo da TUSD e TE Base financeira 87. Por fim, as tarifas base financeira são obtidas pela multiplicação das tarifas base econômica por um fator de ajuste multiplicativo. Nesse caso, a determinação da constante é efetuada pela relação entre os custos regulatórios acrescidos dos componentes de custo financeiro e o resultado da multiplicação do valor das tarifas base econômica pelo mercado ajustado. a) Ajuste do Último Ano dos Financeiros de Subsídios 88. A partir da 3CRTP ocorre a mudança entre os métodos de construção de tarifa no que tange aos subsídios tarifários. A partir de agora estes passam a ser internalizados na própria estrutura tarifária. Porém, ocorre o acerto entre o realizado e o previsto no período anterior ao da revisão que resultará em um componente financeiro. 89. Ainda, o financeiro dos subsídios é obtido pela fiscalização da ANEEL e se trata de um montante fechado, ou seja, o valor total associado a determinado benefício. Ressalta-se que os financeiros em termos de construção de tarifas estão sendo alocados em acordo com a natureza dos custos. Assim, dada a forma como é apurado o financeiro aplicou-se a regra vigente de segregá-los em uma parcela TUSD e outra TE, criando um novo componente na base financeira retira-se somente o mercado de uso distribuição da contribuição por coerência ao critério vigente. Ambos são determinados a partir da segregação do subsídio (parcelas TUSD e TE) da nova estrutura e alocados como percentual - relação subsídio TUSD sobre custo recuperado TUSD e relação subsídio TE sobre custo recuperado TE. 90. Para fins de transparência do processo de definição das tarifas, conforme determinado no item 10.1 do Submódulo 7.3 do PRORET, a tabela abaixo apresenta o montante de subsídios tarifários, abertos por grupos beneficiários, compensados na estrutura tarifária apurados pela diferença entre a TUSD e TE integral e a TUSD e TE de Aplicação, respectivamente, multiplicada pelo Mercado de Referência e o respectivo impacto na composição da receita da empresa CEB.

23 (Fls. 22 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) Tabela 25 Subsídios Tarifários CEB Grupo Beneficiário Montante (R$) Impacto (%) Tarifa Social de Energia Elétrica 0,00% Geração Fonte Incentivada 0,00% Carga Fonte Incentivada 0,00% Autoprodutor/Produtor Independente 0,00% Serviço Público de Água, Esgoto e Saneamento 0,00% Rural 0,00% Irrigante e Aquicultura 0,00% Distribuidoras menores 500GWh/ano 0,00% Cooperativas Permissionárias 0,00% Cooperativas Autorizadas 0,00% TOTAL -0,00% III.7. FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 91. O Submódulo 7.1 do PRORET estabelece alguns parâmetros de flexibilização da estrutura tarifária que pode ser alterado em virtude de estudo fundamentado por parte da distribuidora. No caso da CEB-DIS não foi realizada nenhuma proposição a respeito, motivo pelo qual se utilizou a estrutura tarifária padrão estabelecida no PRORET. III.8. IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES 92. Uma vez delineado a forma de definição das Tarifas de Referência e Aplicação da CEB e tendo em vista o impacto tarifário apresentado em determinados subgrupos tarifários, conforme tabela 1, fazse necessário tecer alguns comentários a respeito dessa variação tarifária. 93. Um ponto a considerar é a maior elevação na tarifa dos consumidores conectados no nível de tensão A3a. Isso se deve ao fato da aglutinação dos custos médios desse subgrupo ao A4. Até então, o subgrupo A3a era calculado separadamente considerando o Custo Marginal Médio Brasil de 2002 e não por empresa como se faz agora. 94. Outro ponto é a elevação percebida pelos consumidores do grupo AS, que passam a apresentar tarifas construídas com o Custo Médio do subgrupo BT. III.9. TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 95. Propõe-se aplicar uma transição na alteração das relatividades entre as tarifas dos subgrupos do Grupo B a fim de atender aos princípios de modicidade e estabilidade tarifária, em consonância com os Submódulo 7.3, item 9 e Submódulo 7.1, item A forma da transição do patamar vigente deve ser discutida em cada processo tarifário e é, portanto, objeto da Audiência Pública da revisão da CEB. A proposta

24 (Fls. 23 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) apresentada considera um passo inicial, de forma a mitigar o impacto que seria percebido se a convergência tarifária fosse completa. O próximo passo poderá ser dado nos processos tarifários seguintes, observando os critérios de conveniência, oportunidade e modicidade tarifária, chegando-se, então, ao patamar de realinhamento tarifário da BT apresentado no PRORET Para esta revisão tarifária, propõe-se a seguinte transição: Tabela 26 Relação das tarifas dos subgrupos do Grupo B com a B1 -Residencial. Subgrupos Vigente Transição - Audiência Pública Proposta do Submódulo 7.3 B2 - Rural 60% 63% 70% B4a - Iluminação Pública 49% 52% 55% B4b - Iluminação Pública 54% 56% 60% 97. Diante desses procedimentos o efeito médio final por subgrupo/classe é aquele definido na Tabela 1 desta Nota Técnica. III.10. CÁLCULO DA TUSD PARA CENTRAIS GERADORAS 98. Nos termos da regulamentação vigente, a Tarifa de Uso para Centrais Geradoras conectadas em tensão inferior a 88 kv será aquela definida no último reajuste, atualizada pelo Índice Geral de Preços de Mercado - IGP-M. 99. Já para as centrais geradoras conectadas em nível de tensão de 88 kv a 138 kv, a TUSDg será nominal definida na revisão tarifária da distribuidora com base na TUSDg de referência do ciclo tarifário, atualizada pelo IGP-M, nos termos da REN nº 349/2009. Existe ainda a necessidade de se avaliar eventuais ajustes nos termos do art. 3º-A da citada Resolução Uma vez que a revisão tarifária da CEB-DIS ocorrerá no segundo semestre de 2012, durante o horizonte do ciclo 2012/2013 da TUSDg, não tem-se no momento as novas tarifas das centrais geradoras em 138 kv e 88 kv. Tais tarifas serão definidas em processo específico até o dia 01º de julho de 2012, assim optou-se por manter as atuais tarifas. O cálculo destas tarifas obedece a rito próprio com a realização de Consulta Pública, nº 004/2012, sobre a base de dados que subsidiará a publicação de resolução homologatória específica para o ciclo tarifário 2012/ Destaca-se ainda que incidirão eventuais componentes financeiros às tarifas definidas conforme os parágrafos anteriores.

25 (Fls. 24 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) IV. FUNDAMENTO LEGAL 102. São fundamentos legais e infralegais: 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 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; Contrato de Concessão dos Serviços Públicos de Distribuição celebrado pela distribuidora; Resolução Normativa ANEEL nº 464 de 22 de novembro de 2011; Procedimentos de Regulação Tarifária PRORET; e Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional PRODIST. V. CONCLUSÃO 103. Esta nota técnica apresentou o processo de construção da estrutura das tarifas da CEB-DIS, detalhando o cálculo das Tarifas de Referência e das Tarifas de Aplicação Cabe destacar que, nos termos da regulamentação vigente do Submódulo 7.1 do PRORET, a distribuidora não solicitou, até o momento, qualquer flexibilização dos parâmetros de cálculo da estrutura tarifária Ressalta-se ainda que diante dos efeitos tarifários observados, foi aplicada uma transição na proposta de alteração das relatividades entre as tarifas dos subgrupos do Grupo B (B1, B2, B3, B4) Os valores apresentados nesta nota técnica foram calculados utilizando dados enviados pela distribuidora e outros dados de entradas definidos neste processo de revisão tarifária. Os resultados podem sofrer variações durante o processo de revisão tarifária, haja vista as contribuições recebidas em Audiência Pública e, ainda, em decorrência da alteração dos dados e dos resultados da obtenção dos custos regulatórios e de dados de entrada da estrutura tarifária.

26 (Fls. 25 da Nota Técnica n o 169/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 6/6/2012) VI. RECOMENDAÇÃO 107. Recomenda-se a submissão desta Nota Técnica para a Diretoria colegiada da ANEEL e posterior submissão à Audiência Pública para recebimento de contribuições dos agentes e da sociedade. FLÁVIA LIS PEDERNEIRAS Especialista em Regulação - SRE DIEGO LUÍS BRANCHER Especialista em Regulação - SRD De acordo DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica SRE CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição SRD