E S T R U T U R A T A R I F Á R I A C o m p a n h i a d e E n e r g i a E l é t r i c a d o E s t a d o d o T o c a n t i n s C E L T I N S

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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 UL 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 UL A Ç Ã O D O S S E R V I Ç O S D E D I S T R I B UI Ç Ã O Nota Técnica n.º 82/2012-SRE-SRD/ANEEL Brasília, 4 de abril 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 o m p a n h i a d e E n e r g i a E l é t r i c a d o E s t a d o d o T o c a n t i n s C E L T I N S AUDIÊNCIA PÚBLICA Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Regulação Econômica SGAN 603 / Módulo I 1º andar CEP: Brasília DF Tel:

2 Fl. 2 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. Fax:

3 ÍNDICE I. OBJETIVO... 1 III. ANÁLISE... 3 III.1 RESULTADOS... 3 III.2 DADOS DE ENTRADA... 5 III.3 TARIFAS DE REFERÊNCIA TUSD... 6 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 IV. FUNDAMENTO LEGAL V. CONCLUSÃO VI. RECOMENDAÇÃO... 22

4 Nota Técnica n.º82 /2012-SRE-SRD/ANEEL Em 5 de abril de Processos n.º / e / Assunto: Cálculo da tarifa de uso do sistema de distribuição TUSD e da tarifa de energia TE da CELTINS relativa 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 CELTINS relativa ao 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 n.º 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 n.º 311/2011-SRE-SRD/ANEEL, de 17 de novembro de 2011 Proposta Geral. 2. O Contrato de Concessão n.º 52/1999, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da CELTINS, estabelece o ciclo tarifário da distribuidora cuja terceira revisão tarifária periódica deve ocorrer em 4 de julho de Disponível no endereço eletrônico da ANEEL na internet:

5 Fl. 2 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/ 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 n.º 457/2011 e n.º 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, o Ofício Circular n.º 13/2011-SRD/ANEEL, de 7 de dezembro de 2011, e o Ofício n.º 81/2012-SRD/ANEEL, de 17 de janeiro de 2012, orientaram a forma de envio dos dados pela Distribuidora. 8. A CELTINS protocolou os dados na ANEEL por meio das correspondências VPRE/249/2012, de 13 de fevereiro de 2012, e 1016/2012/X-GRO/CELTINS, de 16 de fevereiro de 2011, após diversas interações com a ANEEL. 9. Como será abordado mais adiante, a análise dos dados e dos resultados identificou inconsistências nas informações para cálculo do custo médio e da campanha de medidas. Assim, no decorrer do processo de revisão tarifária, os dados deverão ser retificados pela Distribuidora, o que poderá ocasionar alterações nos resultados apresentados na presente nota técnica. 10. 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. 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 n.º 78/2012-SRE/ANEEL de 30 de março 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 cálculo da estrutura tarifária, impactos tarifários relevantes e possível transição para aplicação das novas tarifas.

6 Fl. 3 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. III. ANÁLISE III.1 RESULTADOS 13. O resultado da revisão tarifária submetido à audiência pública da CELTINS culminará no efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos e livres, por subgrupos e subclasses tarifários, conforme tabela 1. Tabela 1 Efeito médio por subgrupo e subclasse tarifário Subgrupo/subclasse Efeito médio (%) Efeito médio para o grupo A ( 2,3 kv) 11,44% A2 (88 kv a 138 kv) 2,88% A3 (69 kv) 19,15% A3a (30 a 44 kv) 22,01% A4 (2,4 a 25 kv) 9,27% Efeito médio para o grupo B ( 2,3 kv) 2,38% B1 (baixa tensão residencial e baixa renda) 2,43% B2 (baixa tensão rural) 5,73% B3 (baixa tensão demais classes) 1,26% B4 (baixa tensão iluminação pública) 3,85% 14. A tabela 2 demonstra os efeitos médios percebidos pelos consumidores cativos e livres 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 2,59% Azul - A3a (30 a 44 kv) Verde 22,06% Convencional 21,78% Azul 12,25% A4 (2,4 a 25 kv) Verde 9,77% Convencional 6,06% 15. A tabela 3 demonstra os efeitos médios segregados em TUSD e TE por subgrupo dos grupos A e B.

7 Fl. 4 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. Tabela 3 Efeito médio TUSD e TE por subgrupo tarifário e modalidade Subgrupo Tarifa Efeito médio (%) A2 (88 kv a 138 kv) TUSD 4,59% TE 9,08% A3 (69 kv) TUSD 19,15% TE - A3a (30 a 44 kv) TUSD 35,76% TE 8,49% A4 (2,4 a 25 kv) TUSD 9,45% TE 8,99% B1 (< 2,3 kv residencial) TUSD 2,49% TE 8,56% B1 (< 2,3 kv baixa renda) TUSD 0,97% TE 8,55% B2 (< 2,3 kv rural) TUSD 1,05% TE 14,92% B3 (< 2,3 kv demais TUSD 2,48% classes) TE 8,60% B4 (< 2,3 kv iluminação TUSD 0,42% pública) TE 12,25% 16. A tabela 4 apresenta as tarifas e as relações entre a tarifa da modalidade convencional e a da horária branca para o grupo B para os subgrupos em que existe a opção pelo consumidor. Tabela 4 Valores das tarifas por modalidade grupo B Tarifa Convencional Branca Variação R$/MWh R$/MWh % Ponta 952,15 110,1% B1 (< 2,3 kv - Residencial) Intermediário 453,19 594,13 31,1% Fora Ponta 341,09 24,7% B2 (< 2,3 kv - Rural) B3 (< 2,3 kv Demais Classes) Ponta 623,77 110,3% Intermediário 296,59 389,41 31,3% Fora Ponta 224,70 24,2% Ponta 982,70 116,9% 453,15 Intermediário 612,46 35,2%

8 Fl. 5 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. Fora Ponta 347,20 23,4% 17. 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 0,00 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 A2 (88 kv a 138 kv) 29,14% A3 (69 kv) 19,15% A3a (30 kv a 44 kv) 19,15% A4 (2,4 a 25 kv) 19,15% Distribuição A2 (88 kv a 138 kv) 27,32% A3a (30 kv a 44 kv) 23,95% 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 referência 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:

9 Fl. 6 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. Tabela 7 Resumo dos dados utilizados no processo Tipo Detalhe Origem Processo utilizado Faturado (demanda e Tarifas de referência e SAMP Mercado energia) tarifas de aplicação Medido (energia) Cálculo de Tarifas de 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 Proporção de fluxo Diagrama de fluxo Tarifas de Distribuidora simplificado referência/custo médio Taxa média de perda para potência média Custos regulatórios Fator de perdas de potência Cálculo de perdas Discriminada por componente de custo Revisão tarifária definição do nível tarifário Tarifas de referência 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. 24. O detalhamento do cálculo dos custos médios está descrito na Nota Técnica n.º 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

10 Fl. 7 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. 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 Subgrupo/grupo ou relação de transformação Redes/linhas Tabela 8 Ativos Transformadores Capacidade instalada Bays de linha km quantidade MVA quantidade AT ,38 43,00 AT-3 611,46 18,00 MT ,52 191,00 BT 8.758,78 MT/BT ,00 912,60 AT-2/MT 32,00 394,20 AT-3/MT 13,00 88,00 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 , ,73 AT , ,94 MT , , ,81 MT BT , ,15 BT MT/BT 3.456, ,70 71,73 155,42 MT/BT AT-2/MT 151,31 AT-3/MT 186, 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.

11 Fl. 8 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. Tabela 10 Fluxo de demanda AT e AT/MT Subgrupo/grupo Demanda ou relação de transformação MW Inj. AT-2 204,38 Inj. AT-3 32,92 Inj. MT 15,67 AT-2/AT-3 25,72 AT-2/MT 178,14 AT-3/AT-2 0 AT-3/MT 58,64 MT/AT-2 0 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. Tabela 11 Energia anual total, fator de sazonalidade Subgrupo/Grupo Energia total Fator de Fator de carga que transita sazonalidade médio MWh/ano MT MT rural ,87 1,0993 0,7924 MT urbano ,97 0,7924 BT BT rural ,35 1,1494 0,5489 BT urbano ,81 0, Os resultados dos custos médios por agrupamentos estão indicados na tabela 12. Tabela 12 Custos médios Agrupamento Custo médio R$/kW AT-2 237,86 AT-3 284,89 MT 634,13

12 Fl. 9 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. Agrupamento Custo médio R$/kW BT 302,07 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 n.º 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 CELTINS. Tabela 13 Proporção de fluxo total 2 Agrupamento A2 A3 MT BT AT-2 1,00 AT-3 0,32 1,00 MT 0,80 0,20 1,00 BT 0,80 0,20 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. Como forma de garantir que as curvas de carga das tipologias representem de forma fidedigna as curvas de carga da concessão, faz-se necessário que alguns parâmetros sejam estabelecidos, sendo sua obediência fundamental para eficácia do processo. Um desses parâmetros regulamentados é o erro máximo por estrato, que é de 20%. 35. Na sua campanha de medição, a CELTINS apresentou 40 estratificações para os seus consumidores, destas estratificações, em 23 verificou-se a ocorrência de erros superiores ao máximo. Nesses dados, há um estrato com um erro de 92%. 36. Desse modo, dado o nível de comprometimento da campanha frente aos erros verificados, atesta-se a inviabilidade do uso da campanha de medições apresentada pela CELTINS para o terceiro ciclo de revisões tarifárias. Assim, de forma a minimizar inconsistências propiciadas pelos erros da campanha apresentada, optou-se pela utilização provisória da campanha de medições do segundo ciclo de revisões tarifárias. A CELTINS deverá complementar a sua campanha de medições limitando os erros por estratos em 2 Os relatórios do aplicativo CTR utilizados no cálculo da estrutura vertical adota a terminologia do agrupamento MT (que agrega os subgrupos A4 e A3a) como A4, e do agrupamento BT (que agrega os subgrupos B e AS) como B, devido a limitações no aplicativo.

13 Fl. 10 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/ %, conforme regulamentado nos Procedimentos de Distribuição. Essa complementação deverá ser protocolada na ANEEL no prazo estabelecido em ofício específico. 37. Com base nas tipologias do segundo ciclo, as curvas 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 (valores em MW) Hora Posto AT-2 MT BT TOTAL 00:00 01:00 0 2,92 23,63 120,77 147,33 01:00 02:00 1 3,76 23,28 114,49 141,54 02:00 03:00 2 9,77 22,79 109,69 142,25 03:00 04:00 3 9,73 22,49 104,31 136,53 04:00 05: ,90 25,11 101,42 137,43 05:00 06: ,58 26,47 101,17 140,22 06:00 07: ,57 28,29 87,77 128,63 07:00 08: ,14 36,16 84,87 135,17 08:00 09: ,98 46,90 105,71 168,59 09:00 10: ,69 49,46 116,35 182,50 10:00 11: ,25 50,15 122,86 188,26 11:00 12: ,38 45,36 123,90 183,64 12:00 13: ,34 44,01 115,66 175,01 13:00 14: ,59 48,39 122,04 188,02 14:00 15: ,68 51,97 129,91 200,56 15:00 16: ,38 51,41 134,23 202,03 16:00 17: ,50 49,52 134,45 200,47 17:00 18: ,28 43,26 134,14 188,67 18:00 19: ,92 31,26 157,55 191,74 19:00 20: ,11 29,41 208,08 240,60 20:00 21: ,06 26,84 196,37 226,27 21:00 22: ,76 30,08 173,69 207,52 22:00 23: ,03 28,35 161,12 192,50 23:00 00: ,94 26,48 142,24 171,65 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.

14 Fl. 11 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. Figura 1 Consumidor-tipo AT-2 agregado Figura 2 Consumidor-tipo MT agregado Figura 3 Consumidor-tipo BT agregado Figura 4 Agregado consumidores-tipo Definição dos postos tarifários ponta, fora de ponta e intermediário 39. Os custos marginais de capacidade foram calculados para os postos tarifários ponta e fora ponta, definidos na REN n.º 414/2010: 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. 40. A CELTINS informou que o horário de ponta praticado atualmente é o das 18h às 21h e solicitou que este fosse mantido, motivado pelo carregamento de seu sistema elétrico. 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.

15 Fl. 12 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. iv. Fatores de perdas de potência 42. O fator de perdas de potência fpp é utilizado 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. 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 0,02 AT-3 0,03 0,00 MT 0,06 0,04 0,03 BT 0,11 0,08 0,08 0,01 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).

16 Fl. 13 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/ 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-tipos 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 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 ajustada Agrupamento EV (%) AT-2 0,71% AT-3 0,00% MT 23,84% BT 75,45% 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$/MWh) TUSD-perdas técnicas Custo das perdas técnicas da distribuição, em Perdas do subgrupo MWh, valorada pelo preço médio de compra. tarifário (R$/MWh) TUSD-perdas Custo das perdas elétricas na rede básica devido Perdas do subgrupo

17 Fl. 14 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. Agrupamento Definição Critério de rateio RB/distribuição às perdas no sistema de distribuição tarifário (R$/MWh) TUSD-encargos Custos dos encargos setoriais (RGR, P&D, TFSEE, ONS, CCC, CDE e PROINFA). Selo (R$/MWh) 55. Obedecendo à sequência de cálculo, as tarifas de referência são inicialmente calculadas segundo os critérios definidos na tabela anterior. Numa segunda etapa, essas 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. 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 n.º 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 1,00 AT MT 0,94 0,94 0,94 1,00 0,58 0,99 BT 1,00 1,00 1,00 1,00 0,75 1,00 0,77 1, As tarifas de referência TUSD-fio A da CELTINS, 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 RB FR CUSD CCT TOTAL RB FR CUSD CCT TOTAL AT-2 3,23 1,44 0,00 0,00 4,67 0,58 0,26 0,00 0,00 0,84 AT-3 3,23 1,44 0,00 0,00 4,67 0,58 0,26 0,00 0,00 0,84 MT 2,78 1,26 0,01 0,04 4,09 0,50 0,23 0,00 0,02 0,75

18 Fl. 15 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. Agrupamento PONTA FORA PONTA RB FR CUSD CCT TOTAL RB FR CUSD CCT TOTAL BT 3,11 1,41 0,01 0,05 4,57 0,42 0,19 0,00 0,04 0,65 b) Tarifas de referência TUSD-fio B 60. Com base em todos os insumos apresentados, podem-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. 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 n.º 399/ A relação ponta/fora de ponta entre as tarifas de referência TUSD-fio B de cada agrupamento é determinada de forma que seja alcançada, ao final do período de transição de cálculo da TUST fora de ponta estabelecido pela REN n.º 399/2011, para a tarifa de referência TUSD transporte (fio A + fio B) a meta de relação ponta/fora de ponta 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. Tabela 21 Trajetória estimada da relação ponta-fora de ponta (RPFP) da tarifa de referência TUSD-transporte Agrupamento 2.º ano Atual 1.º ano Final da transição (último RTP transição transição TUSTfp reajuste) TUSTfp(1/3) TUSTfp(3/3) (2/3) Meta AT-2 4,37 4,36 4,36 3,35 2,66 4,35 AT-3 0,00 5,80 5,80 4,56 3,69 3,65 MT 3,11 0,00 0,00 0,00 0,00 3,00 BT 3,08 3,07 3,07 2,90 2,75 5, A tabela 22 apresenta a TR TUSD-fio B. Tabela 22 TR TUSD-fio B da CELTINS Agrupamento TR TUSD-fio B (R$/kW)

19 Fl. 16 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. c) Tarifas de referência perdas técnicas Ponta Fora de ponta AT-2 11,62 2,90 AT-3 17,62 3,01 MT 49,39 16,64 BT 57,65 11, 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$/MWh e estão apresentadas no Anexo I. d) Tarifas de referência encargos 67. A tarifa de referência para a TUSD-encargos é definida como valor unitário 1, conforme definido no PRORET 7.2. e) Tarifas de referência modalidades 68. As tarifas de referência TUSD-transporte, obtidas em R$/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$/MWh pelo fator de carga FC de cruzamento das retas tarifárias verde e azul. 70. O valor do fator de carga de cruzamento das retas tarifárias foi definido em 0,66, valor padrão regulamentado no PRORET. 71. Para a modalidade convencional binômia do grupo A, as tarifas de referência TUSDtransporte ponta e fora de ponta foram convertidas para uma única tarifa de referência TUSD-transporte em R$/kW com base no perfil típico de consumo da modalidade. 72. No caso da modalidade convencional monômia do grupo B, as tarifas de referência TUSDtransporte 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. O Anexo I apresenta as tarifas de referência por subgrupo e modalidade tarifária. 74. A correlação entre os agrupamentos, adotados na construção das tarifas de referência, e os subgrupos/modalidades que possuem tarifas de aplicação calculadas obedece à tabela a seguir.

20 Fl. 17 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. Tabela 23 Correlação agrupamentos e subgrupos/modalidades Subgrupo/Grupo Agrupamento A2 AT-2 A3 AT-3 A3a MT A4 MT AS BT B BT 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 binômia ou monômia TB 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_EN P Energia posto ponta 1,72 TR_EMGP Energia posto fora ponta 1,00 TR_EN C 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 nas guias TR_TUSD e TR_TE da planilha de cálculo de abertura tarifária. 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 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 4 O período de referência, por definição do PRORET, corresponde ao período de 12 meses imediatamente anteriores ao mês da revisão tarifária periódica.

21 Fl. 18 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. 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. Onde: MRA: mercado de referência ajustado; 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. 85. Há de ressaltar o tratamento diferenciado dado à 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 dessa 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 (1)

22 Fl. 19 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. 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, notadamente no componente chamado de previsão. A partir de agora, esta passa a ser feita na 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. III.7. FLEXIBILIZAÇÃO DE PARÂMETROS DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 90. 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 CELTINS não foi realizada nenhuma proposição a respeito, motivo pelo qual se utilizou a estrutura tarifária padrão estabelecida no PRORET. III.8. IMPACTOS TARIFÁRIOS RELEVANTES 91. Uma vez delineada a forma de definição das tarifas de referência e aplicação da CELTINS, 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. 92. A elevação tarifária percebida pelos subgrupos do grupo B, em relação ao B1 residencial, deve-se à alteração da forma de cálculo das tarifas dessas subclasses, conforme publicado no submódulo 7.3 do PRORET. O mesmo submódulo dispõe, ainda, que o ajuste nos níveis tarifários da baixa tensão em relação à tarifa residencial será aplicada em todas as concessionárias do País.

23 Fl. 20 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/ Outro 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. III.9. TRANSIÇÃO DA APLICAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA 94. Motivado pelos impactos detalhados no item anterior, provenientes dos aprimoramentos realizados na estrutura tarifária, poderá ser proposto período de transição que devem ser listados neste item para acompanhamentos em processos tarifários futuros. Nessa condição, deve-se avaliar os efeitos somados da alteração da estrutura tarifária com as alterações do nível tarifário. 95. Em função dos impactos relevantes mencionados, 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 CELTINS. A proposta apresentada considera um passo inicial de desconto médio (entre o praticado atualmente e o proposto para a nova estrutura), de forma a mitigar o impacto que seria percebido se a convergência tarifária fosse completa. O próximo passo deverá ser dado no processo tarifário seguinte, observando os critérios de conveniência, oportunidade e modicidade tarifária, chegando-se, então, ao patamar de realinhamento tarifário da BT apresentado no PRORET Para a revisão tarifária, propõe-se a seguinte transição: Tabela 25 Relação das tarifas dos subgrupos B com a B1 residencial Vigente Transição audiência pública Proposta do submódulo 7.3 B2 Rural 62,66% 66,33% 70% B3 Demais classes 100% 100% 100% B4a Iluminação pública 51,5% 53,25% 55% B4b Iluminação pública 56,52% 58,26% 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 será aquela definida no último reajuste, atualizada pelo índice geral de preços de mercado IGP-M.

24 Fl. 21 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/ 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 n.º 349/2009. Existe ainda a necessidade de se avaliar eventuais ajustes nos termos do art. 3.º-A da citada resolução Destaca-se ainda que incidirão eventuais componentes financeiros às tarifas definidas conforme os parágrafos anteriores. IV. FUNDAMENTO LEGAL 101. São fundamentos legais e infralegais: Lei n.º 9.074, de 7 de julho de 1995, art. 15, 6.º; Lei n.º 9427, de 26 de dezembro de 1996, art. 3.º com redação pela Lei n.º de 15 de março de 2004; Decreto n.º 2.335, de 6 de outubro de 1997, Anexo I, art. 4.º, inciso X; Decreto n.º 4.562, de 31 de dezembro de 2002, art. 1.º, 1.º; Contrato de Concessão dos Serviços Públicos de Distribuição celebrado pela Distribuidora; Resolução Normativa ANEEL n.º 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 102. Esta nota técnica apresentou o processo de construção da estrutura das tarifas da CELTINS, 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

25 Fl. 22 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. 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. VI. RECOMENDAÇÃO 106. 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. DANIEL KLUG NOGUEIRA Especialista em Regulação SRE JOSÉ MARCELO BANDEIRA FILHO Especialista em Regulação SRD De acordo DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica SRE IVAN MARQUES DE TOLEDO CAMARGO Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição SRD

26 (Fls. 23 da Nota Técnica n.º 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012). GRUPO AGRUPAMENTO MODALIDADE POSTO UN. ANEXO I TARIFAS DE REFERÊNCIA TUSD FIO A FIO B PERDAS ENCARGOS RB FR CCT CCD CUSD DISTR. PERDAS TÉCNICAS PERDAS RB/ PERDAS D A1 TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,00 TLU DP R$/kW 3,23 1,44 0,00 0,00 0,00 11,62 0,00 0,00 TLU DFP R$/kW 0,58 0,26 0,00 0,00 0,00 2,90 0,00 0,00 A2 TCU EP R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,00 TCV D R$/kW 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,25 4,25 1,00 TLU DP R$/kW 3,23 1,44 0,00 0,00 0,00 17,62 0,00 0,00 TLU DFP R$/kW 0,58 0,26 0,00 0,00 0,00 3,01 0,00 0,00 A3 TCU EP R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,00 TCV D R$/kW 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,37 5,37 1,00 TLU DP R$/kW 2,78 1,26 0,04 0,00 0,01 49,39 0,00 0,00 TLU DFP R$/kW 0,50 0,23 0,02 0,00 0,00 16,64 0,00 0,00 A4 TCU EP R$/MWh 66,91 30,26 1,05 0,00 0, ,73 0,00 0,00 1,00 TCV D R$/kW 2,51 1,13 0,05 0,00 0,01 52,20 0,00 0,00 TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 10,54 10,54 1,00 TLU DP R$/kW 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 57,65 0,00 0,00 TLU DFP R$/kW 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 11,53 0,00 0,00 AS TCU EP R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0, ,58 0,00 0,00 1,00 TCV D R$/kW 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 53,04 0,00 0,00 TRP E R$/MWh 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,00

27 Fl. 2 da Nota Técnica nº 82/2012-SRE-SRD/ANEEL, de 5/4/2012. GRUPO AGRUPAMENTO MODALIDADE POSTO UN. TCU: Tarifa de curta utilização TLU: Tarifa de longa utilização TCV: Tarifa convencional TB: Tarifa branca TRP: Tarifa de referência de perdas DP: Demanda de ponta B FIO A FIO B PERDAS ENCARGOS RB FR CCT CCD CUSD DISTR. PERDAS TÉCNICAS PERDAS RB/ PERDAS D TB EP R$/MWh 24,52 11,11 0,60 0,00 0,10 481,76 23,29 23,29 1,00 TB EINT R$/MWh 14,71 6,67 0,36 0,00 0,06 289,06 23,29 23,29 1,00 TB EFP R$/MWh 4,90 2,22 0,12 0,00 0,02 96,35 23,29 23,29 1,00 TCV E R$/MWh 24,06 10,91 0,58 0,00 0,09 472,79 23,29 23,29 1,00 DFP: Demanda fora de ponta D: Demanda E: Energia EP: Energia do posto ponta EFP: Energia do posto fora de ponta EINT: Energia posto intermediário