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Nota Técnica n.º 083/2003-SRE/SRD/ANEEL Em 23 de abril de 2003

Assunto: Abertura das parcelas e realinhamento das tarifas de fornecimento de energia elétrica

I - DO OBJETIVO

1. A presente Nota tem por objetivo explicar como se processou a abertura das parcelas que compõem a tarifa de fornecimento de energia elétrica para efeito de informação para o consumidor final, bem como explicar como se processará o realinhamento da tarifa de fornecimento para eliminação gradual do subsídio cruzado entre classes de consumidores.

II – DOS FATOS

2. Referências sobre descontos especiais nas tarifas de fornecimento de energia elétrica concedidos a determinadas classes de consumidores podem ser encontradas ao longo de toda a história da legislação do setor elétrico brasileiro. Esse subsídio tarifário é evidente e explicito uma vez que é estabelecido na forma de descontos percentuais aplicáveis sobre alguma tarifa específica. Hoje existem descontos tarifários explícitos para as cooperativas de eletrificação rural atendidas na alta tensão, para consumidores rurais atendidos na alta tensão, para consumidores rurais que exercem a atividade de irrigação atendidos na alta tensão e baixa tensão, para consumidores que exercem as atividades de água, esgoto e saneamento, atendidos na alta e baixa tensão e para consumidores classificados como de baixa renda.

3. No entanto, existe outro tipo de desconto tarifário, que se dá de forma implícita,

concedido a determinadas classes de unidades consumidoras em detrimento de outras. Ele caracteriza-se pelo fato de que não há nenhum tipo de instrumento legal ou regulamentar que diga que os consumidores beneficiados devem pagar menos, isto simplesmente acontece pela estrutura tarifária adotada.

4. As tarifas de fornecimento de energia elétrica atualmente vigentes no país foram

estruturadas e concebidas na década de 80. Para fins de fixação dessas tarifas, os consumidores cativos foram agrupados da seguinte forma: a) Grupo A: consumidores ligados em tensão igual ou superior a 2.300 volts; e b) Grupo B: consumidores ligados em tensão inferior a 2.300 volts.

5. Existem quatro tipos de tarifas de fornecimento, três para o Grupo A (tarifa azul, tarifa

verde e tarifa convencional) e uma para o Grupo B (tarifa de baixa tensão). As tarifas

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azul e verde são ditas horo-sazonais pois dependem da utilização da energia elétrica e da demanda de potência ao longo do dia e dos períodos do ano.

6. A tarifa azul tem dois postos tarifários para a tarifa de demanda: a) demanda na

ponta, e b) demanda fora da ponta, e quatro postos tarifários para a tarifa de energia: a) consumo na ponta no período seco, b) consumo na ponta no período úmido, c) consumo fora de ponta no período seco, e d) consumo fora da ponta no período úmido.

7. A tarifa verde tem uma tarifa para a demanda de potência e quatro postos tarifários

para a energia: a) consumo na ponta no período seco, b) consumo na ponta no período úmido, c) consumo fora de ponta no período seco, e d) consumo fora da ponta no período úmido.

8. A tarifa convencional é definida para aplicação de uma tarifa única de energia

elétrica e outra de demanda de potência, independentes das horas de utilização do dia e dos períodos do ano.

9. As tarifas de baixa tensão são agrupadas em quatro subgrupos: a) B1 – residencial;

b) B2 – rural; c) B3 – outras classes; e d) B4 – iluminação pública. Estas tarifas, denominadas monômias, são definidas para aplicação de um único valor de tarifa sob o consumo de energia elétrica.

10. As tarifas horo-sazonais permitem as unidades consumidoras fazerem uso racional

das redes de distribuição, uma vez que sinalizam em que período de horas do dia e em que período do ano o custo de fornecimento de energia elétrica é mais elevado.

11. As tarifas convencionais e as destinadas às unidades consumidoras atendidas em

baixa tensão não possuem qualquer tipo de sinalização. Assim, esses consumidores, muitas vezes, fazem uso do sistema elétrico nos momentos mais críticos de operação do sistema, ocasionando a necessidade de investimentos adicionais em capacidade que são refletidos, por sua vez, nas tarifas de fornecimento, suprimento e uso dos sistemas de transmissão e distribuição.

12. Todos as unidades consumidoras de países como a Bélgica, Espanha e França

estão sujeitas a tarifas horo-sazonais, assim, os investimentos nos sistemas elétricos desses países são mais otimizados resultando em tarifas mais adequadas de energia elétrica.

13. Estudos conduzidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL indicam

que, para as unidades consumidoras conectadas em alta tensão, a principal parcela da tarifa de fornecimento está associada ao custo da energia e que no caso das unidades consumidores conectados em níveis de tensão mais baixos, predomina o custo da rede de distribuição. Isso se deve a basicamente a dois fatores: maior extensão física do sistema elétrico para atender a consumidores conectados na baixa tensão; maior responsabilidade desse tipo de unidade consumidora na

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expansão da capacidade de transporte da rede de distribuição, uma vez que esses consumidores formam a ponta do sistema.

14. Tanto consumidores cativos quanto consumidores livres, na baixa ou na alta tensão,

devem estar sujeitos a encargos de uso do sistema de distribuição e transmissão que reflitam a proporção com que eles utilizam os referidos sistemas.

III - DA ANÁLISE

3.1 Da Política Tarifária

15. Os resultados referidos anteriormente serviram de base para, no ano de 2002, ter sido realizada uma adequação na política tarifária no sentido de se estabelecer tarifas de fornecimento de energia elétrica mais isonômicas, transparentes e que induzissem a utilização mais eficiente do recurso energia elétrica. Ao processo de adaptação das tarifas praticadas no País a esta nova política chamou-se de realinhamento tarifário.

16. Essa adequação resultou das propostas referentes aos temas 16, 17 e 29 constantes do

Relatório de Progresso no 3, no âmbito do Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico, criado pela Resolução no 18, de 22 de junho de 2001, da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE. Os principais atos legais decorrentes das citadas propostas são: a) Medida Provisória no 64, de 26 de agosto de 2002; b) Resolução CNPE no 12, de 17 de setembro de 2002; c) Decreto no 4.413, de 7 de outubro de 2002; d) Resoluções ANEEL no 665, 666 e 667 de 29 de novembro de 2002; e) Lei no 10.604, de 17 de dezembro de 2002; f) Decreto no 4.562, de 31 de dezembro de 2002 e g) Decreto no 4.667, de 04 de abril de 2003.

17. O realinhamento tarifário é o resultado da aplicação de tarifa de energia resultante dos

custos com compra de energia e de tarifa de uso do sistema de distribuição. Assim, tanto consumidores cativos quanto consumidores livres estarão sujeitos aos mesmos encargos do uso do sistema de distribuição. O quadro 1 indica que o realinhamento produzirá uma elevação nas tarifas para os consumidores de alta tensão e uma redução para os consumidores de baixa tensão. O quadro 1 apresenta uma comparação entre as atuais tarifas de fornecimento e as novas tarifas que seriam obtidas com o realinhamento tarifário.

Quadro 1- Novas Tarifas de Fornecimento

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18. Os resultados obtidos nos estudos conduzidos pela ANEEL não são novidade para os

agentes do setor elétrico. Através de consulta as Resoluções já emitidas pela ANEEL, pode-se obter dados para estimar os elementos principais que compõem as tarifas de fornecimento de energia elétrica. Ao se comparar os resultados obtidos com as tarifas praticadas constatam-se a existência de subsídios cruzados.

19. Um outro aspecto relevante é a questão da explicitação de cada componente da tarifa de

fornecimento, a denominada abertura das tarifas, de modo que o consumidor conheça o valor de cada parcela que compõem a tarifa de fornecimento. A abertura das tarifas de fornecimento também permitirá aos consumidores autorizados a se tornarem livres compararem os valores das tarifas na condição de cativo e na condição de livre. No Brasil a tarifa de uso do sistema de distribuição (TUSD) já usa essa filosofia.

20. A Medida Provisória no 64, de 26 de agosto de 20, dispõe no art. 5º que: “os

consumidores de energia elétrica das concessionárias ou permissionárias de serviço público que não exercem a opção dos art.s 15 e 16 da Lei n.º 9.074, de 7 de julho de 1995, deverão substituir os atuais contratos de fornecimento de energia por contratos equivalentes de conexão e uso dos sistemas de distribuição e transmissão e contratos de compra de energia elétrica, conforme regulamentação a ser estabelecida.” Essa MP foi convertida na Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002, que manteve a redação original do art. 5º e estabeleceu que: “o valor da tarifa de energia elétrica referente aos contratos de compra de que trata o caput será estabelecido em conformidade com a política energética e por regulamentação da ANEEL”.

21. A Resolução CNPE no 12, de 17 de setembro de 2002 e o Decreto n.º 4562, de 31 de

dezembro de 2002, explicitaram e detalharam a política tarifária(energética) prevista na Lei n.º 10.604/2002, dispondo:

...............................................................................................................................................

“Art. 1º Os consumidores do Grupo A, definidos na Resolução da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL nº 456, de 29 de novembro de 2000, das concessionárias ou permissionárias de serviço público de geração ou de distribuição de energia elétrica deverão celebrar contratos distintos para a conexão, uso dos sistemas de transmissão ou distribuição e compra de energia elétrica, nos termos de regulamentação a ser expedida pelo Poder Executivo.

...............................................................................................................................................

§ 2º Os valores das tarifas de energia, que poderão ser estabelecidos com componentes aplicáveis ao consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência ativas, de acordo com a modalidade de fornecimento, para os contratos de compra de energia elétrica celebrados pelos consumidores com concessionária ou permissionária de distribuição, serão estabelecidos, até a data contratual dos respectivos reajustes ou revisões tarifárias, a partir da composição das seguintes parcelas:

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I - Parcela I, com peso de 75%, 50%, 25% e 0% em 2003, 2004, 2005 e 2006, respectivamente: tarifa de energia calculada com base na tarifa de fornecimento da estrutura tarifária atual, descontados os correspondentes custos de conexão e de uso do sistema de transmissão ou de distribuição; e

II - Parcela II, com peso de 25%, 50%, 75% e 100% em 2003, 2004, 2005 e 2006, respectivamente: tarifa de energia calculada com base no custo da energia disponível para venda, acrescido do custo de comercialização, e, onde couber, de encargos setoriais e tributos.

...............................................................................................................................................

§ 4º Os preços dos contratos de compra de energia elétrica dos consumidores finais das concessionárias de serviço público de geração, celebrados em substituição aos contratos de fornecimentos vigentes na data de publicação da Medida Provisória nº 64, de 26 de agosto de 2002, na forma do caput, serão reajustados, anualmente, pela variação do Índice Geral de Preços ao Mercado - IGP-M ou, no caso de existência de contrato de fornecimento anterior que estabeleça outra forma de reajuste, conforme as condições nele pactuadas.

..................................................................................................................................

Art. 4º A parcela da tarifa de fornecimento de energia elétrica dos consumidores do Grupo B, correspondente a energia elétrica, será calculada, a partir de 2003, na forma estabelecida no § 2º do art. 1º desta Resolução, devendo seu valor ser informado pela concessionária ou permissionária de distribuição na fatura de energia elétrica.

Art. 5º A ANEEL estabelecerá, até 30 de novembro de 2002, a regulamentação necessária à aplicação do disposto nesta resolução.”

22. Decreto no 4.413, de 7 de outubro de 2002, que acrescenta dispositivos ao art. 9o do

Decreto no 62.724, de 17 de maio de 1968, que estabelece normas gerais de tarifação para as empresas concessionárias de serviços públicos de energia elétrica, dispõem:

.....................................................................................................................................................

“Art. 1o O art. 9o do Decreto no 62.724, de 17 de maio de 1968, alterado pelo Decreto no 3.653, de 7 de novembro de 2000, passa a vigorar acrescido dos seguintes parágrafos:

"§ 1o Os consumidores do Grupo "A" das concessionárias ou permissionárias de serviço público de geração ou de distribuição de energia elétrica deverão celebrar contratos distintos para a conexão e uso dos sistemas de transmissão ou distribuição e para a compra de energia elétrica.

§ 2o A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL deverá regulamentar a substituição dos atuais contratos de fornecimento de energia das concessionárias ou permissionárias de serviço público de energia elétrica com

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consumidores do Grupo "A" por contratos equivalentes de conexão e uso dos sistemas de transmissão ou distribuição e de compra de energia até as datas definidas a seguir:

I - até 1o de julho de 2003, os consumidores, atendidos em qualquer tensão de fornecimento, em cuja unidade consumidora a demanda contratada totalize, em qualquer segmento horo-sazonal, mais que 3 MW;

II - até 1o de julho de 2004, os consumidores, atendidos em qualquer tensão de fornecimento, em cuja unidade consumidora a demanda contratada totalize, em qualquer segmento horo-sazonal, mais que 1 MW; e

III - até 1o de julho de 2005, os demais consumidores, atendidos em qualquer tensão de fornecimento.

§ 3o O prazo para o término da vigência dos novos contratos, resultantes da substituição prevista neste artigo, deverá ser o mesmo dos contratos originais substituídos.

§ 4o A ANEEL estabelecerá, até 30 de novembro de 2002, a regulamentação necessária à aplicação do disposto neste artigo."

23. Para atender a determinação do §.4º do art 1º da Resolução CNPE n.º 12/2002, a ANEEL publicou a Resolução ANEEL no 665, de 29 de novembro de 2002, que estabelece as condições para celebração de contratos distintos para a conexão, para o uso do sistema de transmissão e distribuição e para compra de energia elétrica, com responsável por unidade consumidora do "Grupo A", regulamentando o disposto no art. 1º do Decreto no 4.413, de 7 de outubro de 2002 e a Resolução ANEEL no 666, de 29 de novembro de 2002, que estabelece procedimentos para a determinação das tarifas de energia elétrica de concessionária ou permissionária de serviço público de distribuição, para o fim de substituição dos contratos atuais de fornecimento dos consumidores finais.

24. O Decreto 4.562, de 31 de dezembro de 2002, convalidou as disposições da Resolução

CNPE n.º 12/2002.

25. O Decreto 4.667, de 04 de abril de 2003, alterou o Decreto 4.562, de 31 de dezembro de 2002, dispondo entre outras coisas que:

“Art. 1o O Decreto no 4.562, de 31 de dezembro de 2002, passa a vigorar com as seguintes alterações:

"Art. 1o ..............................................................................................................

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§ 2º Os valores das tarifas de energia, que poderão ser estabelecidas na forma monômia ou binômia de acordo com a modalidade de fornecimento, para os contratos de compra de energia elétrica celebrados pelos consumidores com concessionária ou permissionária de distribuição,serão estabelecidas, até a data contratual dos respectivos reajustes ou revisões tarifárias, apartir da composição das seguintes parcelas:

I - Parcela I, com peso de 90%, 75%, 50%, 25% e 0% em 2003, 2004, 2005, 2006 e 2007,respectivamente: tarifa de energia calculada com base na tarifa de fornecimento da estruturatarifária atual, descontados os correspondentes custos de conexão e de uso do sistema de transmissão ou de distribuição; e

II - Parcela II, com peso de 10%, 25%, 50%, 75% e 100% em 2003, 2004, 2005, 2006 e 2007,respectivamente: tarifa de energia calculada com base no custo da energia disponível para venda, acrescido do custo de comercialização, e, onde couber, de encargos setoriais e tributos.

§ 3º A metodologia de implantação da estrutura tarifária será anualmente revisada e aprimorada, mantida a periodicidade definida no parágrafo anterior.

§ 4º Poderão ser definidos valores de tarifas a que se referem os parágrafos anteriores, que considerem a possibilidade de a unidade consumidora diminuir o consumo nos períodos de maior carga ou de suspender o consumo com objetivo de aumentar a oferta, desde que essas condições estejam estabelecidas nos contratos de fornecimento, em conformidade comregulamentação a ser expedida pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.”

26. Desta forma, em síntese, a atual política tarifária orienta no sentido da abertura da tarifa

de fornecimento de energia elétrica, para explicitar as parcelas que a compõem e do realinhamento tarifário para eliminação gradual dos subsídios cruzados existentes entre as classes consumidoras.

3.2 Abertura das Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica

27. Atendendo as disposições legais já citadas, a tarifa de fornecimento de energia elétrica para cada subgrupo de consumidores será aberta em: a) “tarifa fio” que engloba as tarifas pelo uso dos sistemas de distribuição e transmissão (TUSD + TUST), e b) tarifa de energia (TE). A “tarifa fio” e a tarifa de energia também serão abertas em suas componentes.

28. A referida abertura deve ser conduzida de modo que a tarifa de energia seja a diferença

entre a tarifa de fornecimento vigente e a “tarifa fio”. Portanto, tem-se como pressuposto, que a estrutura das tarifas de uso de distribuição e transmissão estão coerentes com os

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custos de atendimento dos grupos e modalidades tarifárias, e a distorção a ser corrigida está na estrutura da tarifa de energia.

29. O procedimento de abertura deve ter como premissa a manutenção da receita auferida

pela concessionária, e pode ser efetuado de duas maneiras: a) mantendo a estrutura horo-sazonal vigente, e b) estabelecendo um valor único de tarifa de energia por grupo e modalidade tarifária.

30. A aplicação do primeiro método irá gerar tarifas de energia cujos valores somados às

“tarifas fio” resultarão nas tarifas de fornecimento em vigor. Tal procedimento é benéfico ao consumidor pois não trará impactos na fatura dos mesmos, uma vez que suas tarifas não serão alteradas. No entanto, ocorre que as tarifas de energia resultantes da aplicação deste procedimento serão binômias, ou seja, terão parcelas a serem faturadas pela demanda de potência ativa e o consumo de energia. Cabe ressaltar que, como foi visto anteriormente, o Decreto n.º 4562/2002 já previa o estabelecimento de tarifas de energia binômias.

31. O segundo método, embora não resulte em tarifas de energia binômias, provoca um

impacto significativo nas faturas de unidades consumidoras quando analisadas de forma individual, pois a estrutura horo-sazonal vigente não é preservada, uma vez que se estabelece apenas um valor de tarifa de energia por cada grupo e modalidade tarifária. O Quadro 2 mostra a abertura das tarifas de fornecimento para o Grupo A4 segundo os dois métodos e os Quadros 3 e 4 mostram uma análise do impacto da aplicação destes métodos para dois consumidores diferentes:

Quadro 2 - Procedimentos de abertura das Tarifas de Fornecimento

DP(R$/kW): 19,10 17,71 1,39DFP(R$/kW): 6,37 5,42 0,95

EPS(R$/MWh): 125,39 11,44 113,95EFPS(R$/MWh): 59,62 11,44 48,18

EPU(R$/MWh): 116,02 11,44 104,58EFPU(R$/MWh): 52,68 11,44 41,24

D(R$/kW): 10,77 17,12 -6,35E(R$/MWh): 30,20 5,99 24,21 2,61

D(R$/kW): 7,23 17,12 -9,89E(R$/MWh): 105,91 13,31 92,60 55,59

D(R$/kW): 6,37 5,42 0,95EPS(R$/MWh): 567,25 126,53 440,72

EFPS(R$/MWh): 59,62 11,44 48,18EPU(R$/MWh): 557,94 126,53 431,41

EFPU(R$/MWh): 52,68 11,44 41,24

71,15

2,3 - 25 kV (A4)

Convencional

Verde

T. ENERGIA Monômia

Grupo/Modalidade T. ENERGIABinômiaT FIO +T. ATUAL =

55,95

SUPRIMENTO

Azul

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Quadro 3 - Avaliação do impacto dos procedimentos de Abertura para o Consumidor A (Tarifa Verde)

Quadro 4 - Avaliação do impacto dos procedimentos de Abertura para o Consumidor B (Tarifa Verde)

32. Observa-se que o estabelecimento de uma tarifa de energia monômia impacta os consumidores de formas diferentes. O consumidor A tem seus gastos com aquisição de energia aumentados em 32,97 % enquanto que o consumidor B tem suas despesas reduzidas em 7,87 %. No entanto, a manutenção da estrutura horo-sazonal para o cálculo da tarifa de energia (TE Binômia) não altera o valor final das faturas dos consumidores A e B.

33. Como pode ser observado no Quadro 11, mesmo que o procedimento de abertura seja

promovido fornecendo tarifas de energia binômias, durante o ano de 2007, a parcela aplicável a demanda de potência desapareceria por ocasião do realinhamento tarifário.

34. Os detalhes da abertura mantendo a estrutura horo-sazonal vigente (Tarifas de Energia

Binômias) encontram-se em anexo a esta Nota Técnica.

3.3 Realinhamento Tarifário

35. Com a publicação da Medida Provisória no 64/2002 e da Resolução CNPE no 12/2002, os consumidores do Grupo “A” deverão ter os atuais contratos de fornecimento de energia elétrica por contratos de uso, conexão e compra de energia. Conseqüentemente, a tarifas de fornecimento deverão ser segregadas em “tarifas fio” e tarifas de energia.

36. Os consumidores do Grupo “B”, por não terem que celebrar contratos de uso, conexão e compra de energia deverão ter suas tarifas de fornecimentos segregadas na fatura de energia elétrica explicitando os componentes relativos ao uso e a compra de energia, conforme definido no art. 4o da Resolução CNPE no 12/2002. Para tanto, as tarifas de uso foram modificadas de forma que também contemplem as seguintes parcelas: a)

T. de Fornecimento Despesa Tarifa Fio Tarifa de Energia Despesa Tarifa Fio Tarifa de Energia Despesa-R$

TD (R$/kW) 6,37 1.179,59R$ 5,42 0,95R$ 1.179,59R$ 5,42 1.003,42R$ EPS(MWh): 567,25 89,34R$ 126,53 440,72R$ 89,34R$ 126,53 71,15R$ 31,13R$ EFPS(MWh): 59,62 3.472,21R$ 11,44 48,18R$ 3.472,21R$ 11,44 71,15R$ 4.809,51R$ EPU(MWh): 557,94 62,77R$ 126,53 431,41R$ 62,77R$ 126,53 71,15R$ 22,24R$ EFPU(MWh): 52,68 2.191,45R$ 11,44 41,24R$ 2.191,45R$ 11,44 71,15R$ 3.435,36R$

TOTAL FORN. : 6.995,36R$ 6.995,36R$ 9.301,66R$ 0,00% 32,97%TE Monômia X TE Binômia

Tarifa de Fornecimento

DESPESA TOTAL . :

Abertura (TE Binômia) Abertura (TE Monômia)

DESPESA TOTAL . :T. Fornecimento X TE Binômia

T. de Fornecimento Despesa Tarifa Fio Tarifa de Energia Despesa Tarifa Fio Tarifa de Energia Despesa-R$

TD (R$/kW) 6,37 677,81R$ 5,42 0,95R$ 677,81R$ 5,42 576,58R$ EPS(MWh): 567,25 1.994,40R$ 126,53 440,72R$ 1.994,40R$ 126,53 71,15R$ 695,01R$ EFPS(MWh): 59,62 2.276,75R$ 11,44 48,18R$ 2.276,75R$ 11,44 71,15R$ 3.153,63R$ EPU(MWh): 557,94 1.401,19R$ 126,53 431,41R$ 1.401,19R$ 126,53 71,15R$ 496,44R$ EFPU(MWh): 52,68 1.436,95R$ 11,44 41,24R$ 1.436,95R$ 11,44 71,15R$ 2.252,59R$

TOTAL FORN. : 7.787,10R$ 7.787,10R$ 7.174,26R$ 0,00% -7,87%TE Monômia X TE Binômia

Tarifa de Fornecimento

DESPESA TOTAL . :

Abertura (TE Binômia) Abertura (TE Monômia)

DESPESA TOTAL . :T. Fornecimento X TE Binômia

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custos de transporte; b) perdas comerciais de energia elétrica; e c) encargos setoriais do segmento de consumo.

37. Enquanto que as tarifas de energia, por sua vez, serão determinadas pela composição

de duas parcelas: a) Parcela I, com peso de 90%, 75%, 50% , 25% e 0% em 2003, 2004, 2005, 2006 e 2007, respectivamente: tarifa de energia calculada com base na tarifa de fornecimento da estrutura tarifária atual, descontados os correspondentes custos de conexão e de uso do sistema de transmissão e/ou de distribuição; e b) Parcela II, com peso de 10%, 25%, 50%, 75% e 100% em 2003, 2004, 2005, 2006 e 2007, respectivamente: tarifa de energia calculada com base no custo da energia disponível para venda, acrescido do custo de comercialização, e, onde couber, de encargos setoriais e tributos.

38. Resumidamente, pelo Decreto nº 4667, os consumidores do Grupo “A” que puderem

optar por outro fornecedor de energia elétrica, poderão fazê-lo negociando seus contratos de compra de energia, e desta forma não ocasionarão desequilíbrio econômico-financeiro para as distribuidoras, uma vez que as tarifas de uso incorporam os custos de transporte, perdas, encargos setoriais e tributos. Cabe ressaltar, que o Decreto nº 4667 determina que o realinhamento tarifário seja efetuado até 2007, ou seja, com algumas exceções, todos os consumidores irão pagar o mesmo valor pelo MWh fornecido, aspecto relevante que poderá incentivar os consumidores potencialmente livres a fazerem a opção por outros fornecedores.

3.3.1 Caso Exemplo de como se Processará o Realinhamento Tarifário

39. A título de exemplificação consideremos uma empresa com apenas dois consumidores (A e B) de consumo mensal de energia equivalente a 1 MWh cada. Desprezando os encargos e tributos, esta empresa pratica apenas tarifas fornecimento de energia elétrica e de uso (inclui distribuição e transmissão), discriminadas por consumidor,conforme o quadro 5.

Quadro 5 – Caso exemplo – Tarifas de Fornecimento e Uso

Tarifas de Fornecimento (R$/MWh) Tarifa de Uso (R$/MWh) Consumidor A 80 20

Consumidor B 160 60

40. Para este exemplo supõe-se que esta empresa tenha a data de reajuste tarifário no dia

1º julho. 41. A tarifa de energia – TE será inicialmente calculada da seguinte forma:

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TUSTTUSDTFTE −−= Equação 1

Onde: TF – tarifa de fornecimento vigente; TUSD – tarifas de uso dos sistemas de distribuição de energia elétrica; TUST – tarifas de uso das instalações de transmissão aplicáveis às unidades consumidoras.

42. Conforme a Equação 1, a TE é calculada pela diferença entre a tarifa de fornecimento e

a tarifa de uso, resultando nos valores abaixo:

Quadro 6 – Caso exemplo – Tarifas de Energia Tarifas de Energia (R$/MWh)

Consumidor A 60

Consumidor B 100

43. Supõe-se que o custo da energia, desprezando os encargos e tributos, para a empresa é

de 80,00 R$/MWh e que até 2008 a empresa não fará revisões tarifárias somente reajustes.

44. Quando do primeiro reajuste, em 1o de julho de 2003, a Parcela I será a própria tarifa de

energia reajustada. O reajuste da TE do caso exemplo será de (0%).

45. Logo a parcela I para o ano de 2003 equivale aos valores da TE. A Parcela II é dada pela seguinte equação:

[ ]MWhRIIParcela $

totalenergia TE da scomponente

_ ∑= Equação 2

46. Como no caso exemplo só existe o componente energia comprada, a Parcela II é determinada como se segue.

]/$[80[MWh] 2

(2x80)[R$]_ MWhRIIParcela ==

47. Logo, para o ano de 2003, cujos fatores de ponderação são 90% e 10% paras as

Parcelas I e II respectivamente, a tarifa de energia elétrica resultará da equação abaixo:

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10,090,0 ×+×= ParcelaIIParcelaITE Equação 3

48. Tem-se os seguintes valores das TE’s para os consumidores A e B após o reajuste tarifário de 2003.

Quadro 8 – Caso exemplo – Tarifa de Energia em 2003

0,90 x Parcela1 0,10 x Parcela 2 = TE Consumidor A 0,90 x 60 0,10 x 80 62

Consumidor B 0,90 x 100 0,10 x 80 98

49. As novas “Tarifas de Fornecimento” são obtidas a partir da soma das novas tarifas de

uso e as novas tarifas de energia conforme quadro 9 :

Quadro 9 – Caso exemplo – Tarifas de Fornecimento em 2003 Tarifa de Fornecimento Tarifa de Uso Tarifa de Energia Elétrica Consumidor A 82 20 62

Consumidor B 158 60 98

50. Para 2004, 2005, 2006 e 2007 repete-se o procedimento utilizado no ano 2003 para a determinação das Parcelas I e II, alterando os percentuais para composição da tarifa de energia. Utilizando os dados do caso exemplo foram obtidos os valores constantes do quadro 10.

13

Quadro 10 – Caso exemplo – Tarifas de Fornecimento em 2003 e 2007

51. A partir do ano 2008, as Tarifas de Energia serão estabelecidas por reajuste ou revisão tarifária periódica, tendo como estrutura, as tarifas publicadas no ano 2007.

3.3.2 Resultado do Realinhamento a partir de Tarifas Reais de uma Concessionária

52. Considerando o IGPM e variação dos demais custos iguais a zero por 5 ( quatro) anos, foi elaborado uma quadro ilustrativo do realinhamento tarifário.

53. O quadro 11 apresenta o resultado do realinhamento para as tarifas do subgrupo A1,

consumidores atendidos na tensão maior que 230 kV e subgrupo BT, consumidores residenciais atendidos na baixa tensão.

14

Quadro 11 – Realinhamento Tarifário 2003 - 2007

15

54. Usando como referência uma tarifa média observa-se, como resultado do realinhamento tarifário, que a tarifa média do Grupo A1 tem uma elevação acumulada, no período de 2003 a 2007, de 22,20%, ou seja, passaria de 90,34 R$/MWh para 110,40 R$/MWh. Enquanto que a tarifa média do BT tem uma redução acumulada, no mesmo período, de 8,01%, ou seja, passaria de 262,45 R$/MWh para 241,44 R$/MWh.

55. O quadro 12 apresenta a evolução média das tarifas para os demais níveis tarifários no

período de 2003 a 2007 para uma empresa fictícia.

Quadro 12 – Evolução Média das Tarifas 2003 – 2007

16

IV CONCLUSÃO

56. Em cumprimento a política tarifária vigente a Superintendência de Regulação Econômica

- SRE iniciou, a partir das revisões tarifários de abril de 2003, os procedimentos de abertura e realinhamento das tarifas de fornecimento de energia elétrica.

57. A abertura da tarifa de fornecimento de energia elétrica em “tarifa fio” e tarifa de energia

foi promovida mantendo a estrutura horo-sazonal vigente, ou seja, com a publicação de tarifas de energia binômias para que os consumidores tenham os impactos da nova política tarifária minimizados em suas faturas, uma vez que este acontecerá de forma gradual e em fase com o realinhamento tarifário.

58. Além disso, como tarifas oriundas do procedimento de abertura supracitado são tarifas

de aplicação por parte das concessionárias, as referidas tarifas serão publicadas no Diário Oficial da União como normalmente são feitas com as atuais tarifas de fornecimento, já a abertuta das “tarifas fio” e das tarifas de energia será disponibilizado na internet,no endereço eletrônico da ANEEL: http://www.aneel.gov.br/

Paulo Eduardo Steele Santos Técnico

Cesar Antonio Gonçalves Superintendente de Regulação

Econômica

Tinn Freire Amado

Técnico

Rulemar Pessoa Silva Superintendente de Regulação

dos Serviços de Distribuição

http://www.aneel.gov.br/

17

ANEXO – Detalhamento da Abertura das Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica ( TUSD +TUST + TE )

LEGENDA: TUSD + TUST + TE < => (TARIFAS DE FORNECIMENTO )

TARIFA CONVENCIONAL QUADRO A TUSD + TUST + TE TUSD + TUST TE DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMAND

A ENERGIA

SUBGRUPO (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) A1 (230 kV ou mais) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 A2 (88 a 138 kV) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 A3 (69 kV) 0,00 0,00 A3a (30 kV a 44 kV) 10,53 142,25 13,58 10,57 -3,05 131,68 A4 (2,3 kV a 25 kV) 11,44 149,69 19,26 13,83 -7,82 135,87 AS (Subterrâneo) 16,92 156,67 28,49 14,47 -11,56 142,19 B1-RESIDENCIAL: 0,00 299,07 0,00 177,52 0,00 121,54 B1-RESIDENCIAL BAIXA RENDA: 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consumo mensal até 30 kWh 0,00 104,68 0,00 62,14 0,00 42,54 Consumo mensal de 31 a 100 kWh 0,00 179,44 0,00 106,51 0,00 72,93 Consumo mensal de 101 a 180 kWh 0,00 269,15 0,00 159,76 0,00 109,38 Consumo mensal superior ao limite regional 180 kWh

0,00 299,07 0,00 177,52 0,00 121,54

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 B2-RURAL 0,00 175,02 0,00 103,89 0,00 71,13 B2-COOPERATIVA DE ELETRIFICAÇÃO RURAL

0,00 123,66 0,00 73,40 0,00 50,26

B2-SERVIÇO PÚBLICO DE IRRIGAÇÃO 0,00 160,92 0,00 95,52 0,00 65,40 B3-DEMAIS CLASSES 0,00 279,20 0,00 165,73 0,00 113,47 B4-ILUMINAÇÃO PÚBLICA: 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 B4a - Rede de Distribuição 0,00 143,86 0,00 85,39 0,00 58,46 B4b - Bulbo da Lâmpada 0,00 157,89 0,00 93,72 0,00 64,17

TARIFA HORO-SAZONAL AZUL QUADRO B

TUSD + TUST + TE TUSD + TUST TE DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW)

SUBGRUPO PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 15,22 3,14 7,99 1,20 7,23 1,94 A2 (88 a 138 kV) 16,89 3,83 13,86 2,67 3,03 1,16 A3 (69 kV) 23,03 6,23 22,36 5,51 0,67 0,72 A3a (30 a 44 kV) 26,23 8,68 19,36 5,72 6,87 2,96 A4 (2,3 a 25 kV) 27,27 9,01 20,93 6,15 6,34 2,86 AS (Subterrâneo) 28,57 13,82 21,92 9,44 6,64 4,39

18

TARIFA HORO-SAZONAL AZUL QUADRO C

TUSD + TUST + TE TUSD + TUST TE ENERGIA (R$/MWh) ENERGIA (R$/MWh) ENERGIA (R$/MWh) PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA

SUBGRUPO SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA A1 (230 kV ou mais) 98,79 86,71 69,90 58,00 18,10 16,17 10,83 9,38 80,69 70,54 59,07 48,62 A2 (88 a 138 kV) 103,66 96,05 72,01 65,79 18,10 16,17 10,50 9,38 85,56 79,88 61,51 56,41 A3 (69 kV) 115,23 102,28 77,57 67,26 18,10 16,17 10,50 9,38 97,14 86,11 67,07 57,88 A3a (30 a 44 kV) 176,03 162,39 85,47 75,65 18,10 16,17 10,50 9,38 157,93 146,22 74,97 66,27 A4 (2,3 a 25 kV) 181,86 167,80 88,23 78,05 18,07 16,15 10,49 9,37 163,78 151,65 77,74 68,69 AS (Subterrâneo) 190,36 175,60 92,34 81,70 18,92 16,90 10,98 9,81 171,44 158,70 81,36 71,90

TARIFA DE ULTRAPASSAGEM - HORO-

SAZONAL AZUL QUADRO D

TUSD + TUST + TE TUSD + TUST TE DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW)

SUBGRUPO PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 45,65 9,42 23,97 3,60 21,68 5,82 A2 (88 a 138 kV) 50,68 11,49 41,58 8,00 9,10 3,49 A3 (69 kV) 69,10 18,70 67,09 16,53 2,02 2,17 A3a (30 a 44 kV) 78,68 26,04 58,08 17,16 20,60 8,88 A4 (2,3 a 25 kV) 81,81 27,02 62,79 18,45 19,03 8,57 AS (Subterrâneo) 85,70 41,47 65,77 28,31 19,93 13,16

TARIFA HORO-SAZONAL VERDE QUADRO E

TUSD + TUST + TE

TUSD + TUST TE

SUBGRUPO (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) A3a (30 a 44 kV) 8,68 5,72 2,96 A4 (2,3 a 25 kV) 9,01 6,19 2,82 AS (Subterrâneo) 13,83 9,50 4,33

TARIFA HORO-SAZONAL VERDE QUADRO F

TUSD + TUST + TE TUSD + TUST TE ENERGIA (R$/MWh) ENERGIA (R$/MWh) ENERGIA (R$/MWh) PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA

SUBGRUPO SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA A3a (30 a 44 kV) 757,90 744,32 85,47 75,65 220,74 218,81 10,50 9,38 537,16 525,51 74,97 66,27 A4 (2,3 a 25 kV) 780,77 766,71 88,23 78,06 184,94 183,00 10,49 9,37 595,84 583,72 77,74 68,68 AS (Subterrâneo) 817,07 802,41 92,34 81,71 193,53 191,52 10,98 9,81 623,54 610,89 81,36 71,90

TARIFA DE ULTRAPASSAGEM -HORO-

SAZONAL VERDE QUADRO G

TUSD + TUST + TE

TUSD + TUST TE

SUBGRUPO (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) A3a (30 a 44 kV) 26,04 17,16 8,88 A4 (2,3 a 25 kV) 27,03 18,56 8,47 AS (Subterrâneo) 41,49 28,49 13,00

19

TUSD - CONSUMIDORES LIVRES QUADRO L TUSD + TUST DEMANDA (R$/kW)

SUBGRUPO PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 7,99 1,20 A2 (88 a 138 kV) 13,86 2,67 A3 (69 kV) 22,36 5,51 A3a (30 a 44 kV) 19,36 5,72 A4 (2,3 a 25 kV) 20,93 6,15 BT ( Menor que 2,3 kV ) 39,68 7,48

TUSD - CONSUMIDORES LIVRES QUADRO M

TUSD + TUST ENERGIA (R$/MWh)

SUBGRUPO PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 10,69 10,69 A2 (88 a 138 kV) 10,69 10,69 A3 (69 kV) 10,69 10,69 A3a (30 a 44 kV) 10,69 10,69 A4 (2,3 a 25 kV) 10,69 10,69 BT ( Menor que 2,3 kV ) 10,69 10,69

TUSD - CONCESSIONÁRIAS DE SERVIÇO

PÚBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA QUADRO N

TUSD + TUST DEMANDA (R$/kW)

SUBGRUPO PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 7,99 1,20 A2 (88 a 138 kV) 13,86 2,67 A3 (69 kV) 22,36 5,51 A3a (30 a 44 kV) 19,36 5,72 A4 (2,3 a 25 kV) 20,93 6,15

TUSD - CONCESSIONÁRIAS DE SERVIÇO

PÚBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA QUADRO O

TUSD + TUST ENERGIA (R$/MWh)

SUBGRUPO PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 1,83 1,83 A2 (88 a 138 kV) 1,83 1,83 A3 (69 kV) 1,83 1,83 A3a (30 a 44 kV) 1,83 1,83 A4 (2,3 a 25 kV) 1,83 1,83

20

TUSD - GERAÇÃO QUADRO P TG DEMANDA (R$/kW)

SUBGRUPO A1 (230 kV ou mais) 1,20 A2 (88 a 138 kV) 1,20 A3 (69 kV) 1,20 A3a (30 a 44 kV) 1,20 A4 (2,3 a 25 kV) 1,20

ANEXO – Componentes das Tarifas: “TUSD+TUST ” e “TE”

LEGENDA : TUSD + TUST = PIS/COFINS + TFSEE + DISTRIBUIÇÃO + PERDAS TÉCNICAS + CONEXÃO + RGR + ONS.+ CUSD+ PERDAS COMERCIAIS + CCC + TRANSPORTE DE ITAIPU +P&D+ PROINFA +ESS +CUST

TARIFA CONVENCIONAL QUADRO A - 1/3 PARTE

TUSD + TUST PIS/COFINS TFSEE DISTRIBUIÇÃO PERDAS TÉCNICAS CONEXÃO DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA

SUBGRUPO (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) A1 (230 kV ou mais) A2 (88 a 138 kV) A3 (69 kV) A3a (30 kV a 44 kV) 13,579 10,570 0,627 0,372 0,073 0,043 10,931 0,000 1,446 0,000 0,074 0,000 A4 (2,3 kV a 25 kV) 19,263 13,827 0,889 0,493 0,104 0,057 15,506 0,000 2,051 0,000 0,105 0,000 AS (Subterrâneo) 28,487 14,471 1,315 0,516 0,153 0,059 22,931 0,000 3,033 0,000 0,156 0,000 B1-Residencial: 177,525 0,000 7,878 0,000 0,918 0,000 127,457 0,000 16,858 0,000 0,867 B1-Residencial Baixa Renda: Consumo mensal até 30 kWh 62,138 2,758 0,321 44,613 5,901 0,303 Consumo mensal de 31 a 100 kWh 106,515 4,727 0,551 76,474 10,115 0,520 Consumo mensal de 101 a 180 kWh 159,765 7,090 0,826 114,706 15,172 0,780 Consumo mensal superior ao limite regional 180 kWh 177,525 7,878 0,918 127,457 16,858 0,867

0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 B2-Rural 103,888 4,610 0,537 74,588 9,865 0,507 B2- Cooperativa de Eletrificação Rural 73,404 3,258 0,380 52,702 6,971 0,358 B2- Serviço Público de de Irrigação 95,519 4,239 0,494 68,580 9,071 0,466 B3- Demais Classes 165,731 7,355 0,857 118,990 15,738 0,809 B4-Iluminação Pública: 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 B4a - Rede de Distribuição 85,392 3,790 0,442 61,308 8,109 0,417 B4b - Bulbo da Lâmpada 93,722 4,159 0,485 67,289 8,900 0,457 B4c - Nível de IP acima do Padrão 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

21

TARIFA CONVENCIONAL QUADRO A - CONTINUAÇÃO - 2/3 PARTE RGR ONS. CUSD PERDAS COMERCIAIS CCC TRANSPORTE ITAIPU DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA

SUBGRUPO (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) A1 (230 kV ou mais) A2 (88 a 138 kV) A3 (69 kV) A3a (30 kV a 44 kV) 0,426 0,000 0,002 0,000 0,000 0,052 0,000 5,438 0,000 0,965 A4 (2,3 kV a 25 kV) 0,605 0,000 0,003 0,000 0,000 0,069 0,000 7,207 0,000 1,278 AS (Subterrâneo) 0,895 0,000 0,004 0,000 0,000 0,072 0,000 7,542 0,000 1,338 B1-Residencial: 0,000 4,973 0,000 0,024 0,000 0,080 0,000 8,293 0,000 1,471 B1-Residencial Baixa Renda: Consumo mensal até 30 kWh 1,741 0,008 0,028 2,903 0,515 Consumo mensal de 31 a 100 kWh 2,984 0,014 0,048 4,976 0,883 Consumo mensal de 101 a 180 kWh 4,475 0,021 0,072 7,463 1,324 Consumo mensal superior ao limite regional 180 kWh 4,973 0,024 0,080 8,293 1,471

0,000 B2-Rural 2,910 0,014 0,047 4,853 0,861 B2- Cooperativa de Eletrificação Rural 2,056 0,010 0,033 3,429 0,608 B2- Serviço Público de de Irrigação 2,676 0,013 0,043 4,462 0,792 B3- Demais Classes 4,642 0,022 0,074 7,742 1,373 B4-Iluminação Pública: B4a - Rede de Distribuição 2,392 0,011 0,038 3,989 0,708 B4b - Bulbo da Lâmpada 2,625 0,012 0,042 4,378 0,777

TARIFA CONVENCIONAL QUADRO A - CONTINUAÇÃO - 3/3 PARTE TUST P&D PROINFA ESS CUST DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA

SUBGRUPO (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) A1 (230 kV ou mais) A2 (88 a 138 kV) A3 (69 kV) A3a (30 kV a 44 kV) 0,000 2,524 0,000 1,176 0,000 A4 (2,3 kV a 25 kV) 0,000 3,164 0,000 1,559 0,000 AS (Subterrâneo) 0,000 3,312 0,000 1,632 0,000 B1-Residencial: 0,000 6,913 0,000 1,794 0,000 B1-Residencial Baixa Renda: Consumo mensal até 30 kWh 2,420 0,628 Consumo mensal de 31 a 100 kWh 4,148 1,076 Consumo mensal de 101 a 180 kWh 6,221 1,615 Consumo mensal superior ao limite regional 180 kWh 6,913 1,794

0,000 B2-Rural 4,045 1,050 B2- Cooperativa de Eletrificação Rural 2,858 0,742 B2- Serviço Público de de Irrigação 3,719 0,965 B3- Demais Classes 6,454 1,675 B4-Iluminação Pública: B4a - Rede de Distribuição 3,325 0,863 B4b - Bulbo da Lâmpada 3,649 0,947

22

LEGENDA : TE = PIS/COFINS + TFSEE + COMP.FINANCEIRA + ITAIPU +R.B. GERAÇÃO + CDE + G. PRÓPRIA + ENERGIA

TARIFA CONVENCIONAL QUADRO A - 1/2 PARTE TE PIS/COFINS TFSEE COMP. FINANCEIRA ITAIPU R.B. GERAÇÃO DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA

SUBGRUPO (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) A1 (230 kV ou mais) A2 (88 a 138 kV) A3 (69 kV) A3a (30 kV a 44 kV) -3,047 131,679 -0,147 6,339 -0,001 0,046 -1,276 55,134 -0,167 7,237 A4 (2,3 kV a 25 kV) -7,819 135,865 -0,376 6,541 -0,003 0,047 -3,274 56,887 -0,430 7,467 AS (Subterrâneo) -11,564 142,194 -0,557 6,845 -0,004 0,050 -4,842 59,537 -0,636 7,815 B1-Residencial: 121,543 5,851 0,042 50,890 0,000 6,680 B1-Residencial Baixa Renda: Consumo mensal até 30 kWh 42,543 2,048 0,015 17,813 2,338 Consumo mensal de 31 a 100 kWh 72,926 3,511 0,025 30,534 4,008 Consumo mensal de 101 a 180 kWh 109,384 5,266 0,038 45,799 6,011 Consumo mensal superior ao limite regional 180 kWh 121,543 5,394 0,239 0,000 0,000 B2-Rural 71,127 3,424 0,025 29,781 3,909 B2- Cooperativa de Eletrificação Rural 50,257 2,419 0,018 21,043 2,762 B2- Serviço Público de de Irrigação 65,398 3,148 0,023 27,382 3,594 B3- Demais Classes 113,469 5,462 0,040 47,510 6,236 B4-Iluminação Pública: B4a - Rede de Distribuição 58,464 2,814 0,020 24,479 3,213 B4b - Bulbo da Lâmpada 64,167 3,089 0,022 26,867 3,526

23

TARIFA CONVENCIONAL QUADRO A - CONTINUAÇÃO - 2/2 PARTE CDE G. PRÓPRIA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA DEMANDA ENERGIA

SUBGRUPO (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) (R$/kW) (R$/MWh) A1 (230 kV ou mais) A2 (88 a 138 kV) A3 (69 kV) A3a (30 kV a 44 kV) -0,165 7,135 -1,291 55,788 A4 (2,3 kV a 25 kV) -0,424 7,362 -3,313 57,562 AS (Subterrâneo) -0,627 7,705 -4,899 60,243 B1-Residencial: 6,586 0,000 51,494 B1-Residencial Baixa Renda: Consumo mensal até 30 kWh 2,305 18,024 Consumo mensal de 31 a 100 kWh 3,951 30,896 Consumo mensal de 101 a 180 kWh 5,927 46,342 Consumo mensal superior ao limite regional 180 kWh 0,000 0,000 B2-Rural 3,854 30,134 B2- Cooperativa de Eletrificação Rural 2,723 21,292 B2- Serviço Público de de Irrigação 3,544 27,707 B3- Demais Classes 6,148 48,073 B4-Iluminação Pública: B4a - Rede de Distribuição 3,168 24,769 B4b - Bulbo da Lâmpada 3,477 27,185

24

LEGENDA : TUSD + TUST = PIS/COFINS + TFSEE + DISTRIBUIÇÃO + PERDAS TÉCNICAS + CONEXÃO + RGR + ONS.+ CUSD+ PERDAS COMERCIAIS + CCC + TRANSPORTE

DE ITAIPU +P&D+ PROINFA +ESS +CUST

TARIFA AZUL QUADRO B - 1/3 PARTE TUSD + TUST PIS/COFINS TFSEE DISTRIBUIÇÃO PERDAS TÉCNICAS CONEXÃO DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW)

SUBGRUPO PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 7,989 1,200 0,265 0,055 0,031 0,006 4,614 0,966 0,610 0,128 0,031 0,007 A2 (88 a 138 kV) 13,859 2,667 0,536 0,123 0,063 0,014 9,340 2,147 1,235 0,284 0,064 0,015 A3 (69 kV) 22,363 5,509 0,928 0,254 0,108 0,030 16,185 4,434 2,141 0,586 0,110 0,030 A3a (30 kV a 44 kV) 19,361 5,721 0,790 0,264 0,092 0,031 13,769 4,605 1,821 0,609 0,094 0,031 A4 (2,3 kV a 25 kV) 20,929 6,150 0,862 0,284 0,101 0,033 15,034 4,950 1,989 0,655 0,102 0,034 AS (Subterrâneo) 21,923 9,437 0,903 0,436 0,105 0,051 15,748 7,597 2,083 1,005 0,107 0,052

TARIFA AZUL QUADRO B - CONTINUAÇÃO - 2/3 PARTE

RGR ONS. CUSD PERDAS COMERCIAIS CCC TRANSPORTE ITAIPU DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW)

SUBGRUPO PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 0,180 0,038 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A2 (88 a 138 kV) 0,364 0,084 0,002 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A3 (69 kV) 0,631 0,173 0,003 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A3a (30 kV a 44 kV) 0,537 0,180 0,003 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A4 (2,3 kV a 25 kV) 0,587 0,193 0,003 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 AS (Subterrâneo) 0,614 0,296 0,003 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000


TUST P&D PROINFA ESS CUST DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW)

SUBGRUPO PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 2,256 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A2 (88 a 138 kV) 2,256 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A3 (69 kV) 2,256 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A3a (30 kV a 44 kV) 2,256 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A4 (2,3 kV a 25 kV) 2,252 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 AS (Subterrâneo) 2,359 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

25


TARIFA AZUL QUADRO B - 1/2 PARTE TE PIS/COFINS TFSEE COMP. FINANCEIRA ITAIPU R.B. GERAÇÃO DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW)

SUBGRUPO PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 7,228 1,938 0,348 0,093 0,003 0,001 3,027 0,812 0,397 0,107 A2 (88 a 138 kV) 3,034 1,162 0,146 0,056 0,001 0,000 1,270 0,487 0,167 0,064 A3 (69 kV) 0,672 0,724 0,032 0,035 0,000 0,000 0,281 0,303 0,037 0,040 A3a (30 kV a 44 kV) 6,865 2,960 0,331 0,142 0,002 0,001 2,875 1,239 0,377 0,163 A4 (2,3 kV a 25 kV) 6,342 2,858 0,305 0,138 0,002 0,001 2,656 1,197 0,349 0,157 AS (Subterrâneo) 6,643 4,385 0,320 0,211 0,002 0,002 2,782 1,836 0,365 0,241


CDE G. PRÓPRIA ENERGIA DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW)

SUBGRUPO PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 0,392 0,105 3,062 0,821 A2 (88 a 138 kV) 0,164 0,063 1,285 0,492 A3 (69 kV) 0,036 0,039 0,285 0,307 A3a (30 kV a 44 kV) 0,372 0,160 2,909 1,254 A4 (2,3 kV a 25 kV) 0,344 0,155 2,687 1,211 AS (Subterrâneo) 0,360 0,238 2,815 1,858

26

TARIFA AZUL QUADRO C - 1/6 PARTE TUSD + TUST PIS/COFINS TFSEE PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)

SUBGRUPO SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA A1 (230 kV ou mais) 18,098 16,169 10,831 9,381 0,837 0,837 0,501 0,434 0,096 0,086 0,057 0,050 A2 (88 a 138 kV) 18,098 16,169 10,501 9,381 0,837 0,837 0,486 0,434 0,096 0,086 0,056 0,050 A3 (69 kV) 18,098 16,169 10,501 9,381 0,837 0,748 0,486 0,434 0,096 0,086 0,056 0,050 A3a (30 kV a 44 kV) 18,098 16,169 10,501 9,381 0,837 0,748 0,486 0,434 0,096 0,086 0,056 0,050 A4 (2,3 kV a 25 kV) 18,073 16,147 10,489 9,370 0,836 0,747 0,485 0,433 0,096 0,086 0,056 0,050 AS (Subterrâneo) 18,918 16,897 10,978 9,807 0,875 0,781 0,508 0,454 0,100 0,090 0,058 0,052

TARIFA AZUL QUADRO C - CONTINUAÇÃO - 2/6 PARTE

DISTRIBUIÇÃO PERDAS TÉCNICAS CONEXÃO PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)



RGR ONS. CUSD PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)


27

TARIFA AZUL QUADRO C - CONTINUAÇÃO - 4/6 PARTE PERDAS COMERCIAIS CCC TRANSPORTE ITAIPU PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)



TUST P&D PROINFA PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)

SUBGRUPO SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA A1 (230 kV ou mais) 0,000 0,000 0,000 0,000 2,646 2,364 1,584 1,372 A2 (88 a 138 kV) 0,000 0,000 0,000 0,000 2,646 2,364 1,535 1,372 A3 (69 kV) 0,000 0,000 0,000 0,000 2,646 2,364 1,535 1,372 A3a (30 kV a 44 kV) 0,000 0,000 0,000 0,000 2,646 2,364 1,535 1,372 A4 (2,3 kV a 25 kV) 0,000 0,000 0,000 0,000 2,643 2,361 1,534 1,370 AS (Subterrâneo) 0,000 0,000 0,000 0,000 2,766 2,471 1,605 1,434


ESS CUST PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)


28


TARIFA AZUL QUADRO C - 1/4 PARTE TE PIS/COFINS TFSEE PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)



COMP. FINANCEIRA ITAIPU R.B. GERAÇÃO PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)



CDE GERAÇÃO PRÓPRIA ENERGIA PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)


29

TARIFA AZUL QUADRO C - CONTINUAÇÃO - 4/4 PARTE PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)

SUBGRUPO SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA A1 (230 kV ou mais) A2 (88 a 138 kV) A3 (69 kV) A3a (30 kV a 44 kV) A4 (2,3 kV a 25 kV) AS (Subterrâneo)

30



TARIFA VERDE QUADRO E - 1/3 PARTE TUSD + TUST PIS/COFINS TFSEE DISTRIBUIÇÃO PERDAS TÉCNICAS CONEXÃO DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA

SUBGRUPO (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) A1 (230 kV ou mais) A2 (88 a 138 kV) A3 (69 kV) A3a (30 kV a 44 kV) 5,721 0,264 0,031 4,605 0,609 0,031 A4 (2,3 kV a 25 kV) 6,188 0,286 0,033 4,981 0,659 0,034 AS (Subterrâneo) 9,496 0,438 0,051 7,644 1,011 0,052

TARIFA VERDE QUADRO E - CONTINUAÇÃO - 2/3 PARTE

RGR ONS. CUSD PERDAS COMERCIAIS CCC TRANSPORTE ITAIPU DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA

SUBGRUPO (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) A1 (230 kV ou mais) A2 (88 a 138 kV) A3 (69 kV) A3a (30 kV a 44 kV) 0,180 0,001 A4 (2,3 kV a 25 kV) 0,194 0,001 AS (Subterrâneo) 0,298 0,001


TUST P&D PROINFA ESS CUST DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA

SUBGRUPO (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) A1 (230 kV ou mais) A2 (88 a 138 kV) A3 (69 kV) A3a (30 kV a 44 kV) 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A4 (2,3 kV a 25 kV) 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 AS (Subterrâneo) 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

31


TARIFA VERDE QUADRO E - 1/2 PARTE TE PIS/COFINS TFSEE COMP. FINANCEIRA ITAIPU R.B. GERAÇÃO DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA

SUBGRUPO (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) A1 (230 kV ou mais) A2 (88 a 138 kV) A3 (69 kV) A3a (30 kV a 44 kV) 2,960 0,142 0,001 1,239 0,163 A4 (2,3 kV a 25 kV) 2,824 0,136 0,001 1,182 0,155 AS (Subterrâneo) 4,333 0,209 0,002 1,814 0,238


CDE G. PRÓPRIA ENERGIA DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA DEMANDA

SUBGRUPO (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW) A1 (230 kV ou mais) A2 (88 a 138 kV) A3 (69 kV) A3a (30 kV a 44 kV) 0,160 1,254 A4 (2,3 kV a 25 kV) 0,153 1,196 AS (Subterrâneo) 0,235 1,836

32



TARIFA VERDE QUADRO C - 1/6 PARTE TUSD + TUST PIS/COFINS TFSEE PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)

SUBGRUPO SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA A1 (230 kV ou mais) A2 (88 a 138 kV) A3 (69 kV) A3a (30 kV a 44 kV) 220,738 218,809 10,501 9,381 9,024 8,934 0,486 0,434 1,051 1,041 0,056 0,050 A4 (2,3 kV a 25 kV) 184,936 182,996 10,494 9,374 7,106 7,017 0,485 0,433 0,828 0,817 0,056 0,050 AS (Subterrâneo) 193,533 191,516 10,983 9,812 7,437 7,343 0,508 0,454 0,866 0,855 0,058 0,052

TARIFA VERDE QUADRO C - CONTINUAÇÃO - 2/6 PARTE



TARIFA VERDE QUADRO C - CONTINUAÇÃO - 3/6 PARTE RGR ONS. CUSD PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)

SUBGRUPO SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA A1 (230 kV ou mais) A2 (88 a 138 kV) A3 (69 kV) A3a (30 kV a 44 kV) 5,569 5,569 0,000 0,000 0,026 0,026 0,000 0,000 0,000 0,000 A4 (2,3 kV a 25 kV) 4,265 4,265 0,000 0,000 0,020 0,020 0,000 0,000 0,000 0,000 AS (Subterrâneo) 4,463 4,463 0,000 0,000 0,021 0,021 0,000 0,000 0,000 0,000


PERDAS COMERCIAIS CCC TRANSPORTE ITAIPU PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)


33

TARIFA VERDE QUADRO C - CONTINUAÇÃO - 5/6 PARTE TUST P&D PROINFA PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)

SUBGRUPO SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA A1 (230 kV ou mais) A2 (88 a 138 kV) A3 (69 kV) A3a (30 kV a 44 kV) 25,331 25,331 0,000 0,000 2,646 2,364 1,535 1,372 A4 (2,3 kV a 25 kV) 31,053 31,050 0,000 0,000 2,643 2,361 1,534 1,371 AS (Subterrâneo) 32,496 32,496 0,000 0,000 2,766 2,471 1,606 1,435




34


TARIFA AZUL QUADRO E - 1/3 PARTE TE PIS/COFINS TFSEE PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)


TARIFA AZUL QUADRO E - CONTINUAÇÃO - 2/3 PARTE

COMP. FINANCEIRA ITAIPU R.B. GERAÇÃO PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)


TARIFA AZUL QUADRO E - CONTINUAÇÃO - 3/3 PARTE

CDE GERAÇÃO PRÓPRIA ENERGIA PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)


35



TUSD - CONSUMIDORES LIVRES QUADRO L - 1/3 PARTE TUSD + TUST PIS/COFINS TFSEE DISTRIBUIÇÃO PERDAS TÉCNICAS CONEXÃO DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW)

SUBGRUPO PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 7,989 1,200 0,265 0,055 0,031 0,006 4,614 0,966 0,610 0,128 0,031 0,007 A2 (88 a 138 kV) 13,859 2,667 0,536 0,123 0,063 0,014 9,340 2,147 1,235 0,284 0,064 0,015 A3 (69 kV) 22,363 5,509 0,928 0,254 0,108 0,030 16,185 4,434 2,141 0,586 0,110 0,030 A3a (30 kV a 44 kV) 19,361 5,721 0,790 0,264 0,092 0,031 13,769 4,605 1,821 0,609 0,094 0,031 A4 (2,3 kV a 25 kV) 20,929 6,150 0,862 0,284 0,101 0,033 15,034 4,950 1,989 0,655 0,102 0,034 BT ( Menor que 2,3 kV ) 21,923 9,437 0,903 0,436 0,105 0,051 15,748 7,597 2,083 1,005 0,107 0,052

TUSD - CONSUMIDORES LIVRES QUADRO L - CONTINUAÇÃO - 2/3 PARTE


SUBGRUPO PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 0,180 0,038 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A2 (88 a 138 kV) 0,364 0,084 0,002 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A3 (69 kV) 0,631 0,173 0,003 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A3a (30 kV a 44 kV) 0,537 0,180 0,003 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A4 (2,3 kV a 25 kV) 0,587 0,193 0,003 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 BT ( Menor que 2,3 kV ) 0,614 0,296 0,003 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

TUSD - CONSUMIDORES LIVRES QUADRO L - CONTINUAÇÃO - 3/3 PARTE


SUBGRUPO PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 2,256 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A2 (88 a 138 kV) 2,256 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A3 (69 kV) 2,256 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A3a (30 kV a 44 kV) 2,256 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A4 (2,3 kV a 25 kV) 2,252 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 BT ( Menor que 2,3 kV ) 2,359 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

36



TUSD - CONCESSIONÁRIAS DE SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA

ELÉTRICA

QUADRO N- 1/3 PARTE

TUSD + TUST PIS/COFINS TFSEE DISTRIBUIÇÃO PERDAS TÉCNICAS CONEXÃO DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW) DEMANDA (R$/kW)

SUBGRUPO PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 7,989 1,200 0,265 0,055 0,031 0,006 4,614 0,966 0,610 0,128 0,031 0,007 A2 (88 a 138 kV) 13,859 2,667 0,536 0,123 0,063 0,014 9,340 2,147 1,235 0,284 0,064 0,015 A3 (69 kV) 22,363 5,509 0,928 0,254 0,108 0,030 16,185 4,434 2,141 0,586 0,110 0,030 A3a (30 kV a 44 kV) 19,361 5,721 0,790 0,264 0,092 0,031 13,769 4,605 1,821 0,609 0,094 0,031 A4 (2,3 kV a 25 kV) 20,929 6,150 0,862 0,284 0,101 0,033 15,034 4,950 1,989 0,655 0,102 0,034

TUSD - CONCESSIONÁRIAS DE

SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA

QUADRO N - CONTINUAÇÃO - 2/3 PARTE


SUBGRUPO PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 0,180 0,038 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A2 (88 a 138 kV) 0,364 0,084 0,002 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A3 (69 kV) 0,631 0,173 0,003 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A3a (30 kV a 44 kV) 0,537 0,180 0,003 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A4 (2,3 kV a 25 kV) 0,587 0,193 0,003 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000



QUADRO N - CONTINUAÇÃO - 3/3 PARTE


SUBGRUPO PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA PONTA F. PONTA A1 (230 kV ou mais) 2,256 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A2 (88 a 138 kV) 2,256 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A3 (69 kV) 2,256 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A3a (30 kV a 44 kV) 2,256 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A4 (2,3 kV a 25 kV) 2,252 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

37

TUSD - CONSUMIDORES LIVRES QUADRO M - CONTINUAÇÃO - 4/6 PARTE PERDAS COMERCIAIS CCC TRANSPORTE ITAIPU PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)

SUBGRUPO SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA A1 (230 kV ou mais) 0,069 0,069 0,069 0,069 7,223 7,223 7,223 7,223 1,281 1,281 1,281 1,281 A2 (88 a 138 kV) 0,069 0,069 0,069 0,069 7,223 7,223 7,223 7,223 1,281 1,281 1,281 1,281 A3 (69 kV) 0,069 0,069 0,069 0,069 7,223 7,223 7,223 7,223 1,281 1,281 1,281 1,281 A3a (30 kV a 44 kV) 0,069 0,069 0,069 0,069 7,223 7,223 7,223 7,223 1,281 1,281 1,281 1,281 A4 (2,3 kV a 25 kV) 0,069 0,069 0,069 0,069 7,223 7,223 7,223 7,223 1,281 1,281 1,281 1,281 BT ( Menor que 2,3 kV ) 0,069 0,069 0,069 0,069 7,223 7,223 7,223 7,223 1,281 1,281 1,281 1,281

TUSD - CONSUMIDORES LIVRES QUADRO M - CONTINUAÇÃO - 5/6 PARTE


SUBGRUPO SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA A1 (230 kV ou mais) 0,000 0,000 0,000 0,000 1,563 1,563 1,563 1,563 A2 (88 a 138 kV) 0,000 0,000 0,000 0,000 1,563 1,563 1,563 1,563 A3 (69 kV) 0,000 0,000 0,000 0,000 1,563 1,563 1,563 1,563 A3a (30 kV a 44 kV) 0,000 0,000 0,000 0,000 1,563 1,563 1,563 1,563 A4 (2,3 kV a 25 kV) 0,000 0,000 0,000 0,000 1,563 1,563 1,563 1,563 BT ( Menor que 2,3 kV ) 0,000 0,000 0,000 0,000 1,563 1,563 1,563 1,563

TUSD - CONSUMIDORES LIVRES QUADRO M - CONTINUAÇÃO - 6/6 PARTE


SUBGRUPO SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA A1 (230 kV ou mais) 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A2 (88 a 138 kV) 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A3 (69 kV) 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A3a (30 kV a 44 kV) 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 A4 (2,3 kV a 25 kV) 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 BT ( Menor que 2,3 kV ) 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

38




ELÉTRICA

QUADRO O - 1/6 PARTE

TUSD + TUST PIS/COFINS TFSEE PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)

SUBGRUPO SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA SECA UMIDA A1 (230 kV ou mais) 1,832 1,832 1,832 1,832 0,494 0,494 0,494 0,494 0,057 0,057 0,057 0,057 A2 (88 a 138 kV) 1,832 1,832 1,832 1,832 0,494 0,494 0,494 0,494 0,057 0,057 0,057 0,057 A3 (69 kV) 1,832 1,832 1,832 1,832 0,494 0,494 0,494 0,494 0,057 0,057 0,057 0,057 A3a (30 kV a 44 kV) 1,832 1,832 1,832 1,832 0,494 0,494 0,494 0,494 0,057 0,057 0,057 0,057 A4 (2,3 kV a 25 kV) 1,832 1,832 1,832 1,832 0,494 0,494 0,494 0,494 0,057 0,057 0,057 0,057



QUADRO O - CONTINUAÇÃO - 2/6 PARTE



39


ELÉTRICA


RGR ONS. CUSD PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)





PERDAS COMERCIAIS CCC TRANSPORTE ITAIPU PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh) PONTA (R$/MWh) F .PONTA (R$/MWh)












nota técnica n.º 083/2003-sre/srd/aneel assunto: abertura ... 22_04.pdf · que, para as unidades...

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