REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 1041/2022
Tipo de documento: anexo
Ementa: Aprova novas versões dos Submódulos 7.4 e 9.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, aplicáveis às concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica.
Assunto: Aprovação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-09-23
Autor: ANEEL

ANEXO LXIII
Submódulo 9.4
CÁLCULO DAS TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO (TUST) E TARIFA DE TRANSPORTE DE
ITAIPU
Versão 1.1 C

1. OBJETIVO
1. Estabelecer os procedimentos utilizados para o cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão
(TUST) e da Tarifa de Transporte de Itaipu.
2. ABRANGÊNCIA
2. Aplica-se às centrais de geração, autoprodutores, consumidores, importadores e exportadores de energia
elétrica, ou seja, todos aqueles que acessam a rede básica (sistêmica), em nível de tensão igual ou superior
à 230 kV, bem como aos novos empreendimentos de geração participantes de leilões de energia nova com
previsão de conexão à rede básica e que não estejam em operação comercial.
3. METODOLOGIA NODAL PARA CÁLCULO DA TUST-RB
3. A metodologia para cálculo das tarifas e encargos nodais se baseia na estimativa de custos que os usuários
impõem à rede nos períodos de exigência máxima, calculados a partir dos custos de investimento, operação
e manutenção da rede mínima capaz de transportar os fluxos ocasionados em tais pontos.
4. Os encargos são ajustados ao montante necessário para cobrir os custos de serviço do sistema de
transmissão ou de distribuição, por meio de valor aditivo à tarifa de cada barra, de forma a preservar a
relatividade dos encargos entre os diversos agentes usuários.
5. Assim, metodologia nodal busca capturar a variação dos custos de expansão da rede, decorrente de um
incremento marginal de injeção de potência, causados pelo crescimento da carga ou da geração,
considerando as condições de demanda em que os elementos de transmissão são utilizados em
carregamento máximo.
6. Para a aplicação da metodologia são adotadas as seguintes hipóteses:
i. utiliza-se a "rede ideal de custo mínimo", que se refere à rede necessária para o atendimento
da demanda a partir das usinas existentes, e que tem a mesma topologia e impedâncias da
rede existente no horizonte de cálculo;
ii. a capacidade de transmissão de cada linha e transformador da rede ideal coincide com o
fluxo verificado no elemento, na condição de demanda considerada para o estabelecimento
das tarifas de transmissão; e
iii. admite-se que a expansão da rede de transmissão se fará utilizando as rotas existentes. Isto
implica em considerar que é possível expandir por meio de acréscimos marginais na
capacidade de transmissão das rotas existentes.
7. A solução analítica do modelo é obtida a partir da rede ideal de custo mínimo em que é calculado um caso
base de fluxo de potência linear por meio da construção da matriz de sensibilidade que relaciona os fluxos
de potência nas diferentes linhas e transformadores com a potência injetada em cada barra do sistema.
8. Esta matriz de sensibilidade é obtida a partir da matriz de impedâncias "Zbus" que se calcula como parte
do processo de solução do fluxo de potência linear. Cada sensibilidade é definida matematicamente como:
dFL
βLb =
dIb
Onde:
ßLb – fluxo incremental resultante no elemento L, linha ou transformador, devido ao incremento da
demanda ou da geração na barra b;

FL – fluxo de potência no elemento L, em MW; e
Ib – potência injetada ou retirada na barra b, em MW.
9. Em outros termos, aumentando-se em 1 MW a carga ou a geração em uma barra do sistema, pode-se
determinar a variação dos fluxos nas linhas e transformadores. Como se está considerando que não há folgas
na capacidade de transmissão, tais variações acarretam investimentos para elevar marginalmente a
capacidade desses elementos.
10. A partir desses fluxos incrementais e usando custos padronizados de expansão (custos de reposição de
linhas e subestações, parametrizados pelo comprimento das linhas, níveis de tensão e potência nominal de
transformadores), é determinada a variação do custo de reposição da rede ideal para um aumento de 1 MW
na geração ou na carga de cada barra do sistema, que definirá o preço nodal na barra, em R$/MW.
11. Para a determinação das tarifas nodais utilizam-se custos unitários, isto é, custos normalizados pelas
capacidades padronizadas para cada elemento do sistema. Estes são baseados em custos de reposição,
operação e manutenção típicos do sistema de transmissão.
CustoL
CL =
CapL
Onde:
CL – custo unitário do elemento L, em R$/MW;
CustoL – custo de reposição do elemento L, em base anual, calculado a partir do custo total de
reposição do elemento, em R$; e
CapL – capacidade de transmissão do elemento L, em MW.
12. Para a obtenção dos custos unitários das linhas de transmissão, as capacidades de transporte são
padronizadas por nível de tensão e para os transformadores, as capacidades são padronizadas pelas
potências nominais, conforme valores dispostos no Anexo I.
13. Para o cálculo da tarifa nodal foi introduzido o fator de ponderação com limite inferior de 0% e limite
máximo de 100% no carregamento dos elementos (linhas de transmissão e transformadores), estabelecido
da seguinte forma:
|FL|
rL =
CapL
0 ; rL < rmín
rL −rmín
; rmín ≤rL ≤rmáx
FpL = {
rmáx −rmín
1; rL > rmáx
Onde
FpL – fator de ponderação do elemento L, que representa o carregamento resultante do fluxo de
potência linear normalizado pela capacidade do elemento L;
rL – fator de carregamento do elemento L.
rmáx – fator de carregamento máximo, acima do qual o fator de ponderação é 1; e

rmín – fator de carregamento mínimo, abaixo do qual o fator de ponderação é 0.
14. Assim, determinam-se os custos (ou benefícios) associados a uma unidade de incremento na demanda
ou na geração em cada barra do sistema de acordo com a seguinte fórmula:
nº elementos
πb = ∑ βLb ∙CL ∙FpL
L=1
Onde:
πb – tarifa nodal da barra b, em R$/MW;
ßLb – sensibilidade do elemento L em relação à barra b;
CL – custo unitário do elemento L, em R$/MW; e
FpL – fator de ponderação do elemento L, para carga ou geração.
15. As tarifas nodais são estabelecidas em função de seu ponto de conexão à rede, não existindo relação
entre pontos de injeção e pontos de retirada. Para o cálculo dessas tarifas, é definida uma barra de referência,
advinda dos estudos de caso base de planejamento e única para todo o sistema, em que são compensadas
as variações de injeção nas demais barras. Sendo assim, esta prerrogativa é considerada na equação acima,
uma vez que os fatores βLb dependerão da referência escolhida.
3.1. AJUSTE DAS TARIFAS PARA COBERTURA TOTAL DA RECEITA ANUAL PERMITIDA – RAP
16. Os custos de transmissão da rede básica são remunerados às transmissoras por meio da RAP. Esta receita
é arrecadada por meio dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão (EUST), que são pagos pelos usuários
da rede básica.
17. Denomina-se EUST, o valor resultante do produto entre a TUST-RB e o Montante de Uso do Sistema de
Transmissão – MUST contratado pelos usuários nos pontos de conexão com a rede básica, por meio dos
Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST).
18. Entretanto, os encargos resultantes da aplicação da tarifa nodal, que representa a parcela locacional da
TUST-RB, não são suficientes para recuperar a RAP total provisionada no cálculo das tarifas. Desta forma,
adiciona-se às tarifas nodais uma parcela aditiva, constante em R$/MW, garantindo o total de receita a ser
arrecadada:
𝑇𝑈𝑆𝑇−𝑅𝐵𝐵= 𝜋𝐵+ 𝐾𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎
𝑜𝑢 𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜𝐵
19. A parcela aditiva para o segmento geração (Kgeração) é calculada:
RAPgeração −∑ Nb πb ∗Pb
b=1
𝐾𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜=
Nb
∑ Pb
i=b
𝑅𝐴𝑃𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜= 𝑅𝐴𝑃∗%𝐺
Onde:
πb – tarifa nodal da barra b, em R$/MW;
Pb – MUST contratado em regime permanente pelo segmento geração em cada barra do sistema
(MW);
Nb – número de barras da rede de transmissão;

RAPgeração – parcela da receita anual permitida a ser recuperada pelos geradores (R$/ano); e
%G – percentual inicial estabelecido ao segmento geração para provisionamento da RAP, definido
em 50%.
20. A parcela aditiva para o segmento consumo (Kconsumo) é determinada de forma semelhante, de modo que:
Nb
RAPconsumo −∑ πb ∗Db
b=1
𝐾𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜=
∑ Nb Db
i=b
𝑅𝐴𝑃𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜= 𝑅𝐴𝑃∗%𝐷
Onde:
Db – MUST contratado em regime permanente pelo segmento consumo em cada barra do sistema
(MW);
RAPconsumo – parcela da receita anual permitida a ser recuperada pelas cargas(R$/ano); e
%D – percentual inicial estabelecido ao segmento consumo para provisionamento da RAP, definido
em 50%.
4. PROCEDIMENTOS GERAIS PARA CÁLCULO DA TUST-RB
21. As TUST serão aplicadas em base mensal, considerando a metodologia descrita na seção 3, considerando
as disposições a seguir:
𝑇𝑈𝑆𝑇−𝑅𝐵𝑏= (𝑃𝐷𝑅 × 𝑇𝑈𝑆𝑇−𝑅𝐵𝑅𝑏 + 𝑃𝐷𝑁 × 𝑇𝑈𝑆𝑇−𝑅𝐵𝑁𝑏 ) + (𝑃𝑎𝑟𝑐𝑒𝑙𝑎 𝐴𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑎)
Onde:
𝑇𝑈𝑆𝑇−𝑅𝐵𝑏 : TUST-RB na barra b (ponto de conexão);
𝑇𝑈𝑆𝑇−𝑅𝐵𝑅𝑏 : Componente Regional da TUST-RB na barra b (ponto de conexão), obtida
pelo despacho proporcional por submercado definido nas regras de comercialização,
limitada a zero;
𝑃𝐷𝑅 : Percentual da Participação do Despacho Regional para a 𝑇𝑈𝑆𝑇−𝑅𝐵𝑅𝑏 ;
𝑇𝑈𝑆𝑇−𝑅𝐵𝑁𝑏 : Componente Nacional da TUST-RB na barra b (ponto de conexão), obtida
pelo despacho proporcional unificado com Fator de Demanda (FD), limitada a zero;
𝑃𝐷𝑁 : Percentual da Participação do Despacho Nacional para a 𝑇𝑈𝑆𝑇−𝑅𝐵𝑁𝑏 ; e
Parcela Aditiva: Componente aditiva necessária para fechar a arrecadação, em função da
junção das componentes regional (𝑇𝑈𝑆𝑇−𝑅𝐵𝑅𝑏 ) e nacional (𝑇𝑈𝑆𝑇−𝑅𝐵𝑁𝑏 ).
22. O limite mínimo da TUST-RB deve ser 50% da Tarifa Equivalente Uniforme (TEU) de cada segmento,
calculada da seguinte forma:
RAPgeração RAPconsumo
𝑇𝐸𝑈𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜= 𝑇𝐸𝑈𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜=
Nb Nb
∑ b=1 Pb ∑ b=1 Db
23. Os encargos de uso do sistema de transmissão deverão ser suficientes para a prestação deste serviço e
serão devidos aos respectivos concessionários e ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS),
observando:

i. as receitas anuais permitidas para as empresas concessionárias de transmissão,
determinadas pela ANEEL;
ii. a parcela do orçamento anual do ONS a ser coberta por estes encargos, conforme
estabelecido no seu Estatuto e aprovada pela ANEEL;
iii. passivos financeiros excepcionais aprovados pela ANEEL; e
iv. a compensação de déficit ou superávit do exercício anterior, contabilizado anualmente pelo
ONS e aprovado pela ANEEL.
24. As perdas elétricas nos sistemas de transmissão para fins de contabilização e liquidação serão tratadas
pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), de acordo com as regras específicas.
25. Deverão ser considerados os Montantes de Uso do Sistema de Transmissão (MUST) contratados pelos
usuários em regime permanente, de acordo com as Regras de Transmissão.
26. Para o segmento geração, será descontada as Parcelas TUSDg-T e TUSDg-ONS definidas no Submódulo
7.4 do Proret, por meio de parcela aditiva para formação da TUST-RB.
27. Para o segmento consumo, será considerado os ajustes de arrecadação por meio de parcela aditiva
decorrentes dos itens 6.1 e 7.3, especificamente.
28. O fator de ponderação será calculado considerando rmín igual a 0% e rmáx igual a 100%.
29. Deverá ser utilizada as capacidades nominais de longa duração constantes dos Contratos de Prestação
de Serviços de Transmissão (CPST) para fins de definição da CapL.
30. Deverá ser utilizado os custos-padrão estabelecidos a partir do Banco de Preços de Referência ANEEL e
cadastrados no SIGET, conforme Anexo I, para definição dos custos de reposição (CustoL).
31. Deverá ser utilizado caso base de fluxo de potência com a configuração anual do Sistema Interligado
Nacional (SIN), considerando:
i. o despacho de todas as centrais de geração de forma proporcional aos MUST contratados
em regime permanente, de forma a manter o equilíbrio entre carga e geração em cada
submercado do SIN, para a formação da componente regional, denominada de
𝑇𝑈𝑆𝑇−𝑅𝐵𝑅𝑏 ;
ii. o despacho de todas as centrais de geração de forma proporcional aos MUST contratados
em regime permanente, de forma a manter o equilíbrio entre carga e geração do SIN para a
formação da componente nacional, denominada de 𝑇𝑈𝑆𝑇−𝑅𝐵𝑁𝑏 ;
iii. Deverá ser aplicado Fator de Demanda (FD) sobre os MUST contratados em regime
permanente para o segmento consumo, calculado a cada ciclo tarifário considerando o
horizonte dos últimos 5 ciclos tarifários, unicamente para o cálculo do fluxo de potência a
ser utilizado na parcela locacional (πb) para a formação da componente 𝑇𝑈𝑆𝑇−𝑅𝐵𝑁𝑏 ,
conforme equação a seguir:
DMi
∑ n
i=1 MUSTi
FD =
n
d
∑ Dk
DM = k=1
d
Onde:
FD: Fator de Demanda (adimensional)
DM: Demanda média obtida no ciclo i, em base diária (GW);

D: Demanda máxima instantânea no dia k (GW);
MUST: Maior valor entre os MUST contratados nos horários de ponta e fora de ponta no
ciclo i (GW);
d: número de dias do ciclo i; e
n: Número de ciclos tarifários do intervalo de cálculo (adimensional).
iv. as instalações em operação comercial e as com previsão de entrada em operação no
horizonte de cálculo; e
v. a modelagem dos efeitos da etapa de motorização de cada central de geração.
5. TUST-RB DO SEGMENTO GERAÇÃO
32. As TUST-RB do segmento geração serão controladas por ponto de conexão de Rede Básica, a partir de
métrica denominada de envoltória tarifária, descrita a seguir:
i. Para o primeiro ciclo de aplicação (ciclo N-1), considerar a TUST Controlada (TC) por ponto
de conexão de Rede Básica igual à TUST calculada na Barra (TB), também denominada de
Tarifa de Partida (TP):
𝑇𝐶𝑁−1 = 𝑇𝐵𝑁−1
ii. A partir do segundo ciclo (ciclo N), considerar o seguinte mecanismo de controle tarifário:
𝐿𝑆𝑁= (𝑃𝑇𝐶 𝑇𝐶𝑁−1 + 𝑃𝑇𝐵 𝑇𝐵𝑁 ) × [1 + (|𝐼𝐴𝑇𝑁 | + 𝑟𝑒)]
𝐿𝐼𝑁= (𝑃𝑇𝐶 𝑇𝐶𝑁−1 + 𝑃𝑇𝐵 𝑇𝐵𝑁 ) × [1 −(|𝐼𝐴𝑇𝑁 | + 𝑟𝑒)]
𝑇𝐵𝑁, 𝐿𝐼𝑁≤𝑇𝐵𝑁≤𝐿𝑆𝑁
𝑇𝐶𝑁= { 𝐿𝑆𝑁, 𝑇𝐵𝑁> 𝐿𝑆𝑁
𝐿𝐼𝑁, 𝑇𝐵𝑁< 𝐿𝐼𝑁
Onde,
N – ciclo tarifário de aplicação do controle tarifário;
TB – TUST-RB da Barra calculada anualmente;
PTB – Participação da TUST da Barra calculada anualmente, definida em 20%;
TC – TUST-RB Controlada da barra;
PTC – Participação da TUST Controlada, definida em 80%;
LS – Limite Superior;
LI – Limite Inferior;
IAT – Índice de Atualização da Transmissão (%); e
re – Risco de expansão da transmissão, definido em 5%.
33. O IAT será calculado considerando a seguinte equação:
IATi = (IGP-Mj x CIGP-Mi) + (IPCAj x CIPCAi)
Onde:

IATi – Índice de Atualização da Transmissão no ciclo tarifário i;
IGP-Mj – IGP-M acumulado no ciclo tarifário j;
IPCAj – IPCA acumulado no ciclo tarifário j;
CIGP-Mj – Proporção da RAP das instalações de Rede Básica em operação com contratos de
concessão reajustados por IGP-M no início do ciclo tarifário i;
CIPCA j – Proporção da RAP das instalações de Rede Básica em operação com contratos de concessão
reajustados por IPCA no início do ciclo tarifário i;
i – ciclo tarifário atual; e
j – ciclo tarifário anterior, que considera os índices de maio do ciclo (i-2) a maio do ciclo (i-1).
34. A partir da edição desse regulamento, o IAT manterá seu histórico inalterado, atualizando apenas os
índices relacionados ao período do ciclo j.
35. As TUST-RB das centrais de geração cuja remuneração seja integralmente oriunda de cotas de garantia
física destinadas ao atendimento do Ambiente de Contratação Regulada (ACR) serão aquelas efetivamente
obtidas para cada ciclo tarifário mediante cálculo anual (TB), não se aplicando o disposto nos parágrafos 32
e 33.
36. As TUST-RB poderão ser estimadas pelas centrais de geração a partir das Tarifas Controladas (TC)
homologadas a cada ciclo por ponto de conexão de Rede Básica.
37. A Tarifa de Partida (TP) para o controle tarifário dos pontos de conexão de Rede Básica ainda não
homologados no ciclo tarifário, relacionados à participação de novas centrais de geração em leilões do ACR,
será estabelecida previamente ao certame desde que:
i. o novo ponto de conexão seja oriundo de novo sistema de transmissão integrante de Rede
Básica planejado estritamente para o escoamento da geração relacionada ao leilão do ACR,
de modo que a tarifa de partida para o controle tarifário será obtida mediante cálculo
prospectivo no ciclo previsto para início de suprimento a partir de base de dados elaborada
pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) com base no Plano Decenal de Energia Elétrica
(PDE) e de RAP prospectiva calculada nos termos da seção 8;
ii. A Tarifa de Partida (TP) será válida em caso de êxito no certame e contratação do ponto de
conexão declarado no leilão mediante celebração do Contrato de Uso do Sistema de
Transmissão (CUST); e
iii. A Tarifa de Partida será atualizada pelo IAT para a referência do ciclo imediatamente
anterior ao ciclo previsto para a entrada em operação do respectivo ponto de conexão.
38. Seccionamento de Linhas de Transmissão de Rede Básica não é considerado novo sistema de transmissão
planejado, de modo que não ensejará o cálculo descrito no parágrafo anterior.
39. Para os casos de TUST-RB de pontos de conexão de Rede Básica ainda não homologados, as centrais de
geração poderão estimar a partir das tarifas da barra (TB) calculadas nos pontos de conexão adjacentes ao
ponto de interesse.
40. No âmbito da Apuração Mensal dos Serviços e Encargos de Transmissão (AMSE), fica o ONS autorizado a
definir os EUST considerando as TUST-RB homologadas:
i. para cada ponto de conexão contratado (caso geral); ou

ii. nominalmente para cada central de geração, caso se conforme nos termos do parágrafo 35
ou dos procedimentos transitórios definidos na seção 10.
41. Caso alguma central de geração celebre CUST e não haja TUST-RB homologada para o ponto de conexão
de Rede Básica contratado, o ONS deverá aplicar a Tarifa Controlada (TC) homologada do ponto de conexão
eletricamente mais próximo até o ciclo tarifário subsequente, quando o ponto de conexão contratado
passará a ser modelado na base de dados, considerando a tarifa aplicada no ciclo anterior como de partida
(TP) para a envoltória tarifária.
42. Para as centrais geradoras associadas, a TUST será única para o conjunto associado e será estabelecida
nas apurações mensais de serviços e encargos de transmissão pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico –
ONS após a celebração do respectivo Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST da seguinte forma:
∑ 𝑛 𝑇𝑈𝑆𝑇𝑔𝑖× 𝑀𝑈𝑆𝑇𝑔𝑖
𝑖=1
𝑇𝑈𝑆𝑇 𝑎𝑠𝑠𝑜𝑐𝑖𝑎çã𝑜=
∑ 𝑛 𝑀𝑈𝑆𝑇𝑔𝑖
𝑖=1
Onde:
TUSTg – TUST-RB calculada pela ANEEL aplicável para cada central de geração integrante do conjunto
associado;
MUSTg – Parcela do Montante de Uso do Sistema de Transmissão – MUST contratado declarada para
cada central geradora integrante do conjunto associado;
I – central geradora participante da associação; e
n – total de centrais geradoras participantes da associação.
43. Aplicam-se às centrais geradoras associadas as demais condições estabelecidas neste regulamento.
6. TUST DO SEGMENTO CONSUMO
6.1. TUST-RB DO SEGMENTO CONSUMO
44. As TUST-RB do segmento consumo serão estabelecidas a cada ciclo tarifário, nos horários de ponta e fora
ponta, com o montante a ser arrecadado rateado de forma proporcional ao total de MUST contratado em
regime permanente e em cada horário.
45. As diferenças anuais apuradas a cada ciclo tarifário, para mais ou para menos, entre as TUST-RB
estabelecidas para o segmento geração e aquelas efetivamente obtidas para o mesmo ciclo mediante
simulação anual (TB), serão contabilizadas e atribuídas ao segmento consumo do SIN de forma proporcional
aos MUST contratados em regime permanente.
46. No âmbito da AMSE, caso algum usuário do segmento consumo celebre CUST e não haja TUST-RB
homologada para o ponto de conexão contratado, o ONS deverá aplicar a tarifa homologada do ponto de
conexão eletricamente mais próximo até o ciclo tarifário subsequente, quando o ponto de conexão
contratado passará a ser modelado na base de dados.
6.2. TUST-FR DAS DISTRIBUIDORAS E PERMISSIONÁRIAS
47. A RAP associada às instalações de fronteira deve considerar as parcelas relacionadas aos transformadores
e conexões com tensão primária igual ou superior a 230 kV pertencentes à Rede Básica e as instalações
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso compartilhado, bem como a parcela de
ajuste proveniente das diferenças entre a RAP e o valor recebido das distribuidoras no ciclo anterior, nos
termos do Submódulo 9.3 do PRORET.

48. A TUST-FR será obtida a partir do rateio do valor total da RAP e PA pelo somatório dos MUST contratados
em regime permanente e em cada ponto de conexão, pelas respectivas distribuidoras e permissionárias, nos
postos tarifários de ponta e fora de ponta.
49. No âmbito da AMSE, caso algum usuário do segmento consumo celebre CUST e não haja TUST-FR
homologada para o ponto de conexão contratado, o ONS deverá:
i. aplicar a tarifa homologada para os pontos de conexão pertencentes à Rede Básica de
Fronteira/DIT compartilhada, caso o ponto de conexão faça parte dessas instalações; ou
ii. solicitá-la à ANEEL, caso contrário.
7. BASE DE DADOS DA TUST
50. A Base de Dados para cálculo da TUST deverá ser colocada em Tomada de Subsídios a cada ciclo tarifário,
para que a sociedade possa excrutiná-la, de modo a propiciar a participação pública e a promoção da
qualidade dos dados a serem utilizados no cálculo.
51. Deverá ser representada a rede elétrica em operação comercial acrescida das instalações previstas para
entrarem em operação comercial até o fim do ciclo tarifário sob cálculo, conforme dados disponibilizados no
SIGET.
52. Após a homologação da Base de Dados pela ANEEL, ela se torna blindada, não podendo haver alterações
posteriores.
7.1. REPRESENTAÇÃO DA CARGA
53. A representação da carga na base de dados de cálculo da TUST do ciclo tarifário deve considerar as
premissas elencadas abaixo:
i. A representação da carga das distribuidoras e das unidades consumidoras com acesso à Rede
Básica deve considerar a média dos MUST efetivamente contratados na modalidade
permanente para o ciclo tarifário sob cálculo;
ii. Para os CUST que apresentem mais de um valor de MUST em seus anexos, o MUST
representado deve ser aquele aderente à rede elétrica prevista para o ciclo tarifário sob
cálculo; e
iii. Para CUST em outras modalidades, a unidade consumidora ou distribuidora ou importadora
deve ser representada:
iii.a) com valor da carga igual a 0,1 MW, quando a barra associada não tenha outra carga em
regime permanente; ou
iii.b) com valor de carga igual a zero, caso a barra já possua carga em regime permanente.
7.2. REPRESENTAÇÃO DA GERAÇÃO
54. A representação da geração na base de dados de cálculo da TUST do ciclo tarifário deve considerar as
premissas elencadas abaixo:
i. Representação da geração com acesso à Rede Básica deve considerar o maior MUST
efetivamente contratado na modalidade permanente para o ciclo tarifário sob cálculo,
proporcionalmente a cada ponto de conexão contratado; e

ii. Para CUST em outras modalidades, a central de geração não deve ser representada na base
de dados.
55. A ANEEL poderá adotar critérios mais restritivos de representação dos geradores a serem inclusos na
arrecadação do ciclo tarifário, a depender da evolução dos cronogramas de implantação dos
empreendimentos de geração e transmissão associados ao escoamento da energia produzida.
7.3. MECANISMOS DE AJUSTE DE ARRECADAÇÃO
56. Os mecanismos de ajuste de arrecadação são denominados de MUST Parcial e EUST Parcial, justificados
pela finalidade de evitar a majoração dos encargos de uso por parte do segmento geração, e consequente
déficit de receita ao fim do ciclo, assegurando assim, a arrecadação de recursos suficientes para cobertura
dos custos dos sistemas de transmissão, conforme preconizado na alínea a, inciso XVIII, do art. 3º da Lei nº
9.427, de 1996.
57. Cumpre destacar que caso esses recursos não sejam provisionados para pagamento no ciclo tarifário,
eles serão pagos por meio de Parcela de Ajuste no próximo ciclo. Assim, o provisionamento permite
identificar um montante de recurso que, de outra forma, seria considerado uma incerteza até a apuração
pelo ONS da Parcela de Ajuste. Portanto, as parcelas MUST Parcial e EUST Parcial não representam custos
adicionais, mas a redução da incerteza associada ao acréscimo de valores positivos à Parcela de Ajuste.
7.3.1 MUST PARCIAL
58. As centrais de geração devem declarar montantes de uso conforme cronograma contido no respectivo
ato de outorga, conforme Regras de Transmissão.
59. Desta forma, as usinas que passam por período de motorização até atingir a potência outorgada
contratam MUST que reflita esse processo, ensejando na apuração de encargos de uso que variam ao longo
do ciclo de forma crescente.
60. Ocorre que o cálculo tarifário comporta apenas um valor de MUST, dado pela máxima potência injetável
a fim de refletir a máxima utilização da rede pelo usuário. Dessa forma, a arrecadação fica majorada por um
montante que não será utilizado para apurar todos os encargos de uso do ciclo, gerando um déficit de
arrecadação. Portanto, faz-se necessário implementar mecanismo que ajuíze o pagamento mais preciso da
usina, chamado de MUST Parcial.
61. Neste cálculo adota-se o conceito do MUST equivalente, dado pela razão entre o somatório dos MUST
escalonados no ciclo tarifário e os 12 meses do ciclo, que representa a parcela de contribuição da central de
geração no rateio da receita a ser arrecadada no ciclo.
62. A arrecadação mensal associada à rubrica MUST Parcial é dada pela multiplicação do resultado da
diferença entre o MUST máximo contratado no ciclo e o MUST equivalente pela respectiva TUST-RB.
7.3.2. EUST PARCIAL
63. As centrais de geração devem contratar o uso do sistema de transmissão conforme as datas estabelecidas
na outorga, nos termos das Regras de Transmissão, de modo que o início de execução do MUST pode ocorrer
em qualquer mês do ciclo tarifário.
64. Contudo, o cálculo tarifário considera as usinas com pagamentos constantes durante o ciclo, num total
de 12 meses, ocasionando a majoração dos encargos de uso pelas novas centrais de geração. Dessa forma,
faz-se necessário implementar mecanismo que determine o real pagamento da usina, desde o início da
contratação, denominado de EUST Parcial.

7.4. CUSTOS DE REPOSIÇÃO
65. Os custos de reposição das instalações modeladas na base de dados deverão ser compostos de acordo
valores dispostos no Anexo I, obtidos a partir do Banco de Preços de Referência ANEEL, nos termos da Nota
Técnica nº 092/2013-SRT/ANEEL disponibilizada na Audiência Pública nº 040/2013.
7.5. TRATAMENTO DAS INSTALAÇÕES DE CORRENTE CONTÍNUA
66. A metodologia nodal empregada para o cálculo tarifário não trata especificamente das instalações de
corrente contínua, cujo fluxo de potência utilizado para encontrar as relatividades entre as TUST-RB tem por
origem um despacho pré-definido dos geradores, de forma proporcional à potência contratada.
67. Ocorre que os fluxos de potência em instalações de corrente contínua são determinados pelo Operador
do sistema. Caso se estabeleçam os fluxos nas instalações de corrente contínua, fica calculado o custo
arrecadado na instalação em questão. Assim, o nível da TUST-RB dos empreendimentos com sensibilidade
positiva e negativa em relação àquela instalação passa a ser afetada pelo critério de determinação do fluxo
de potência na instalação.
68. Sendo assim, para o cálculo da TUST-RB, as instalações de corrente contínua devem ser modeladas como
circuitos de corrente alternada equivalentes pelo ONS, em termos de parâmetros elétricos, a fim de que o
fluxo nos elementos seja resultado da convergência do fluxo de potência, como nas demais instalações
modeladas.
69. Para o caso da energia proveniente das usinas hidrelétricas UHE Santo Antônio e Jirau, há que se
considerar que o escoamento ocorre por meio de dois bipolos de corrente contínua ± 600 kV e de dois
sistemas de conversoras de Corrente Alternada (CA)/Corrente Contínua (CC) back-to-back 500/230 kV.
70. De forma a evitar que a modelagem leve a fluxo de potência somente pelo elo de corrente contínua, as
usinas devem ser modeladas de modo a escoar a potência de forma proporcional à capacidade dos
equipamentos (bipolos e back-to-back). Assim, 90% da capacidade total de geração utilizam os bipólos de
corrente contínua, enquanto os restantes 10% da capacidade de geração utilizam as conversoras back-toback.
71. Caso outros sistemas de transmissão sejam construídos para que o escoamento de uma mesma usina se
dê em circuitos de corrente alternada e em circuitos de corrente contínua concomitantemente, o ONS está
autorizado a modelar o escoamento da central de geração de forma proporcional à capacidade dos
equipamentos CA/CC envolvidos no acesso ao sistema.
8. RAP PROSPECTIVA
72. As RAPs prospectivas são calculadas a partir da RAP homologada no ciclo tarifário vigente e utilizadas
para o cálculo da TUST-RB descrito no parágrafo 37. Para estimar o incremento de receita associada à
expansão prevista para a Rede Básica no horizonte de cálculo, parte-se da RAP inicial para o ciclo tarifário
sem componentes financeiros imprevisíveis, como a Parcela de Ajuste – PA e Outros Ajustes.
73. A RAP inicial é composta de:
i. Parcela da RAP referente às instalações de transmissão Licitadas – RBL;
ii. Parcela da RAP referente às instalações de transmissão existentes, integrantes da Rede
Básica, conforme as Resoluções nº 166 e nº 167, de 2000 – RBSE;
iii. Parcela da RAP correspondente às novas instalações autorizadas, integrantes da Rede
básica e com receitas estabelecidas por resolução específica após a publicação da
Resolução ANEEL nº 167, de 2000 – RBNI;

iv. Parcela da RAP correspondente às melhorias nas instalações de transmissão, conforme
REN nº 443, de 2011 – RMEL;
v. Interligações Internacionais – REQNI;
vi. Previsão de receita para novas instalações de transmissão no ciclo; e
vii. outras que porventura vierem a ser criadas.
74. A RAP do ciclo inicial deve desconsiderar os componentes financeiros imprevisíveis, tais como: passivos
excepcionais, Parcelas de Ajuste e Outros Ajustes, pois possuem característica provisória de ajuste de
recursos entre ciclos tarifários, não se perpetuando nas receitas futuras.
75. Importante salientar que as parcelas de RBL, RBNI, REQNI e RMEL da RAP inicial somente alcançam o ciclo
tarifário objeto do cálculo. Para o cálculo da RAP Prospectiva faz-se necessário adicionar:
i. as receitas estimadas subsequentes das ampliações de instalações de Rede Básica –
caracterizadas como estimativas da RBL;
ii. as receitas estimadas subsequentes referentes à substituição das instalações com vida útil
regulatória esgotada – caracterizadas como estimativas da RMEL;
iii. as receitas estimadas subsequentes referentes às novas instalações autorizadas –
caracterizadas como estimativas da RBNI; e
iv. outras que porventura vierem a ser criadas.
76. As estimativas das receitas subsequentes relacionadas a expansão da Rede Básica para consecução das
RAPs prospectivas serão formadas pela agregação das componentes dispostas abaixo, a partir da RAP inicial:
i. as receitas dos empreendimentos outorgados na Rede Básica e Interligações
Internacionais, classificadas como RBL, RBNI, RMEL e REQNI, constantes do Sistema de
Gestão da Transmissão – SIGET, e previstos no horizonte do PDE para entrada em
operação comercial;
ii. as estimativas das receitas dos empreendimentos não outorgados na Rede Básica e
Interligações Internacionais (estimativa das parcelas de receita classificadas como RBL,
RBNI e REQNI), obtidas a partir dos investimentos constantes do PET/PELP
compreendidos no horizonte do PDE para entrada em operação comercial;
iii. os efeitos decorrentes da Portaria MME nº 120/2016;
iv. a redução devido ao perfil degrau (redução de 50% no 16º ano) constante em contratos
de concessão de transmissão celebrados entre 2000 e 2007.
77. Para as estimativas associadas ao item (ii):
i. os investimentos do PET/PELP deverão ser atualizados pelo IAT até a data de referência
do ciclo tarifário sob cálculo;
ii. Sobre o valor obtido em (i), aplica-se o REIDI médio de 91,67%, calculado a partir do
índice referente à linha de transmissão (91,90%) e do índice referente à subestações
(91,44%). Tais valores foram obtidos a partir da Resolução Homologatória ANEEL nº
1.706, de 2014, que estabelece em seu art. 1º os valores devidos ao Regime Especial de
Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI a serem aplicados para
linhas de transmissão e subestações; e
iii. Por fim, aplica-se a metodologia constante do Submódulo 9.7 do PRORET para a definição
das estimativas de receita dos empreendimentos não outorgados previstos no PET/PELP,

considerando o WACC1, TFSEE e P&D homologados pela ANEEL, bem como a Taxa Média
de Depreciação – TMD igual a 0,33% (1/30 anos).
9. TARIFA DE TRANSPORTE DE ITAIPU
78. As instalações de transmissão dedicadas à usina hidrelétrica de Itaipu são remuneradas diretamente por
meio da tarifa de transporte de Itaipu, que é definida como a razão entre os encargos de conexão das
instalações no ciclo tarifário em análise, adicionada à parcela de ajuste do período, e a potência média
contratada pelos cotistas-partes para o ano civil.

EC Itaipuciclo + PA Itaipuciclo + PA PM Itaipu
tarifário tarifário
𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝑑𝑒 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑝𝑜𝑟𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢=
PM Itaipuano ∗12
civil
Onde:
Tarifa de Transporte de Itaipu – tarifa mensal de transporte de energia elétrica proveniente de
Itaipu a ser aplicada aos seus cotistas-parte, em R$/MW;
EC Itaipu – encargo de conexão anual, referente às instalações de conexão dedicadas à Itaipu, não
integrantes da rede básica, durante o ciclo tarifário, em R$;
PA Itaipu – parcela de ajuste referente aos déficits ou superávits de receita entre o valor devido e
o apurado, referente às instalações de conexão dedicadas à Itaipu, durante o ciclo tarifário vigente,
em R$;
PA PM Itaipu – parcela de ajuste referente as variações de potência contratada decorrentes do
descasamento entre ano civil e ciclo tarifário, em R$; e
PM Itaipu – potência média contratada pelas distribuidoras por meio de cotas-parte a cada ano
civil, em MW.
79. A potência de Itaipu contratada pelo Brasil é vendida por meio de cotas-parte às distribuidoras de energia
elétrica das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, de acordo com o mercado dessas empresas. Desta forma,
para cada ano civil subsequente, a ANEEL publica, em resolução homologatória específica, as cotas-parte e
os montantes de potência contratada e energia vinculada referente à Itaipu, que deverão ser repassados às
distribuidoras.
80. Os valores dos encargos de conexão e das PAs são reajustados monetariamente com a aplicação do IVI
nos termos estabelecidos no contrato de concessão associado a essas instalações.
10. PROCEDIMENTOS TRANSITÓRIOS
81. As TUST-RB homologadas anteriormente à edição desse regulamento, nos termos das Resoluções
Normativas nº 267/2007 e nº 559/2013, devem ser mantidas durante os prazos de validade inicialmente
estabelecidos e atualizadas monetariamente pelo IAT. Ademais, a partir da publicação desse regulamento
não serão homologadas novas tarifas estabilizadas nos termos das referidas Resoluções.
82. As TUSDg associadas às centrais de geração vencedoras de leilão que alteraram seus acessos
posteriormente ao certame para a Rede Básica, nos termos do §3º do art. 20-A da Resolução Normativa nº
349/2009, terão seus valores mantidos como TUST-RB durante 10 ciclos tarifários a contar daquele da
entrada em operação comercial das centrais de geração prevista no edital, sendo apenas atualizadas
monetariamente pelo IAT nesse período. Terminando a citada validade, as TUST-RB passam a ser
estabelecidas conforme metodologia vigente aplicada às demais centrais de geração que acessam à Rede
Básica.
1 Weighted Average Cost of Capital

83. A mudança de regime metodológico das tarifas atualmente homologadas para a métrica descrita na
seção 5 incorrerá em alguma das seguintes condições:
i. Para as TUST-RB homologadas nos termos da Resolução Normativa nº 267/2007, caso tenha
findado o prazo de validade do conjunto de TUST-RB homologado;
ii. Para as TUST-RB homologadas nos termos da Resolução Normativa nº 559/2013, nas
seguintes condições:
ii.a) vencida a validade da outorga da central de geração vencedora de leilão do ACR, com
TUST-RB pré-estabelecida ao certame; ou
ii.b) para a central de geração não conformada no item (ii.a) desde que: vencida a validade
de 10 ciclos tarifários da TUST-RB ou da outorga; ou tenha a outorga renovada, prorrogada
ou relicitada, o que ocorrer primeiro dentre os critérios deste item.
iii. Alteração de ponto de conexão em relação ao considerado no estabelecimento da TUST-RB;
ou
iv. Aumento acima de 10% da máxima potência injetável considerada no estabelecimento da
TUST-RB.
84. A mudança de regime metodológico de que trata o parágrafo 83, deverá considerar período de transição
a fim de atenuar variações tarifárias abruptas entre a TUST-RB Nova recalculada e a Vigente antes do
recálculo, atualizada pelo IAT para a mesma referência de preços da TUST-RB nova, nos seguintes termos:

| TUST-RB | = 1/3 x TUST-RB | + 2/3 x TUST-RB |
| --- | --- | --- |
| Ciclo 1 | Nova | Vigente |
| TUST-RB | = 2/3 x TUST-RB | + 1/3 x TUST-RB |
| Ciclo 2 | Nova | Vigente |

85. O parágrafo 84 aplica-se indistintamente a todo o segmento geração para quaisquer movimentos
tarifários (aumentos ou reduções), exceto:
i. Para as centrais de geração cuja remuneração seja integralmente oriunda de cotas de
garantia física destinadas ao atendimento do ACR;
ii. Para as centrais relativas ao item (i) que alterarem seu regime para qualquer outro que
enseje a comercialização de energia elétrica; e
iii. A partir do ciclo 2022/2023, para as centrais de geração cuja TUST estabilizada tenha sido
fixada nos termos da Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007.
86. Excepcionalmente, para as centrais de geração que tiveram a TUST estabilizada fixada nos termos da
Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007, e reduzida com a aplicação do cálculo da transição de
que trata o caput do art. 8º da Resolução Normativa nº 559/213 até o ciclo tarifário 2021/2022, os valores
resultantes devido à aplicação desta regra de transição deverão ser creditados para essas centrais geradoras
no ciclo tarifário 2022/2023 devidamente atualizado pelo Índice de Atualização de Transmissão – IAT.
87. No ciclo 2022/2023 se dará o início (ciclo N-1) da métrica disposta na seção 5 para estabelecimento das
Tarifas de Partida dos pontos de conexão de Rede Básica modelados neste ciclo.
88. Para o ciclo tarifário 2023/2024, a participação 𝑃𝐷𝑅 será igual a 90% e 𝑃𝐷𝑁 igual a 10%.
89. Para o ciclo tarifário 2024/2025, a participação 𝑃𝐷𝑅 será igual a 80% e 𝑃𝐷𝑁 igual a 20%.
90. Para o ciclo tarifário 2025/2026, a participação 𝑃𝐷𝑅 será igual a 70% e 𝑃𝐷𝑁 igual a 30%.

91. Para o ciclo tarifário 2026/2027, a participação 𝑃𝐷𝑅 será igual a 60% e 𝑃𝐷𝑁 igual a 40%.
92. Do ciclo 2027/2028 em diante, a participação 𝑃𝐷𝑅 será igual a 50% e 𝑃𝐷𝑁 igual a 50%.
11. GLOSSÁRIO
93. Na tabela abaixo, estão listadas as definições dos termos utilizados neste submódulo.

| Informação | Unidade | Definição |
| --- | --- | --- |
| ACR | --- | Ambiente de Contratação Regulado |
| AMSE | --- | Apuração Mensal dos Serviços e Encargos de Transmissão |
| Barra | --- | Ponto de Conexão |
| CUST | --- | Contrato de Uso do Sistema de Transmissão. |

Cotas-parte Percentuais referentes à produção de Itaipu atribuídos às distribuidoras
%
de Itaipu das regiões Centro Oeste, Sudeste e Sul.

DIT --- Demais Instalações de Transmissão
Potência
Potência a contratada pelas distribuidoras por meio de cotas-partes a
contratada MW
cada ano civil junto à ELETROBRAS, referentes à Itaipu.
Itaipu
EC R$ Encargo de Conexão às Instalações de Transmissão.
EUST R$ Encargos de Uso do Sistema de Transmissão.
IAT % Índice de Atualização da Transmissão.
Índice Geral de Preços ao Mercado publicado pela Fundação Getúlio
IGP-M %
Vargas – FGV.
Índice de Preços ao Consumidor Amplo publicado pelo Instituto Brasileiro
IPCA %
de Geografia e Estatística – IBGE.
Índice de Variação da Inflação definido no contrato de concessão de
IVI %
transmissão.
MUST MW Montante de Uso do Sistema de Transmissão.

Informação Unidade Definição
PA R$ Parcela de Ajuste.
Parcela Parcela arrecadada por meio da componente TUSDg-ONS, referente ao
R$
TUSDgONS custeio do ONS, em função de geradores que acessam Redes Unificadas.
Parcela Parcela arrecadada por meio da componente TUSDg-T, referente aos
R$
TUSDg-T geradores em Redes Unificadas que exportam para a Rede Básica.

PDE --- Plano Decenal de Energia Elétrica
P&D % Taxa de Pesquisa e Desenvolvimento

PET --- Plano de Expansão da Transmissão
PELP --- Plano de Expansão de Longo Prazo
RAP R$ Receita Anual Permitida.
Redes Unificadas (redes de âmbito de distribuição em tensão de 88 kV e
RU ---
138 kV)
RB --- Rede Básica

SIGET --- Sistema de Gestão da Transmissão
Tarifa de Tarifa mensal de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu a
R$/MW
Itaipu ser aplicada aos seus cotistas-parte.
TFSEE % Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica
TMD % Taxa Média de Depreciação
Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição associada às centrais de
TUSDg R$/kW.mês
geração conectadas em Redes Unificadas.
TUST R$/kW.mês Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão.

Informação Unidade Definição
TC R$/kW.mês TUST-RB Controlada da barra.
TB R$/kW.mês TUST-RB da Barra calculada anualmente.
TP R$/kW.mês TUST-RB de partida para o controle tarifário.
Tarifas de uso do sistema de transmissão destinadas a custear as
TUST-RB R$/kW.mês
instalações da rede básica.
Tarifas de uso do sistema de transmissão destinadas a custear as
TUST-FR R$/kW.mês
instalações da rede básica de fronteira e DIT compartilhadas.
WACC % Wheighted Average Cost of Capital (Custo Médio Ponderado de Capital)
ANEXO I – CUSTOS DE REPOSIÇÃO UTILIZADOS NA BASE DE DADOS PARA CÁLCULO DA TUST-RB.
Custos de Reposição das Linhas de Transmissão

Custo Banco de
Custo 19971
Nível de Tensão (kV) Preços ANEEL1
(R$ x 1000 / km)
(R$ x 1000 / km)

| 765 | 429,68 | 1.257,07 |
| --- | --- | --- |
| 500 | 314,51 | 855,43 |
| 440 | 294,45 | 668,35 |
| 345 | 202,35 | 479,91 |
| 230 | 125,31 | 292,28 |

Custos de Reposição de Vãos de Linhas e Transformadores
Configuração de Custo Banco de Preços ANEEL1
Nível de Tensão (kV)
Barramentos (R$ x 1000)

| 765 | Disjuntor e Meio - DJM | 16.706,87 |
| --- | --- | --- |
| 500 | Disjuntor e Meio - DJM | 15.211,84 |
| 440 | Disjuntor e Meio - DJM | 13.691,89 |
| 345 | Barra Dupla 5 Chaves - BD5 | 8.612,11 |
| 230 | Barra Dupla 4 Chaves - BD4 | 5.442,35 |

Bancos de Autotransformadores
Custo Médio
Secundário Banco de Preços
Primário (kV)
(kV) ANEEL1
(R$ x 1000) / MVA
765 500 26,75
765 345 27,48
550 440 31,91
525 345 47,29
525 138 51,07
500 345 42,72
500 230 45,97
500 138 52,72
500 69 108,68
440 345 41,62
440 230 51,40
440 138 68,83
345 300 42,93
345 230 48,01
345 138 50,73
230 161 62,69
230 138 63,96
Autotransformadores trifásicos
Custo Médio
Secundário Banco de Preços
Primário (kV)
(kV) ANEEL1
(R$ x 1000) / MVA
500 345 31,57
500 230 25,60
345 230 39,52
345 138 46,04
300 138 50,73
230 138 48,34
230 88 75,13

Autotransformadores trifásicos
Custo Médio
Secundário Banco de Preços
Primário (kV)
(kV) ANEEL1
(R$ x 1000) / MVA
230 34 74,78
Banco de Transformadores
Custo Médio
Banco de Preços
Secundário
Primário (kV) ANEEL1
(kV)
(R$ x 1000) /
MVA
500 138 53,65
440 230 55,38
440 138 75,65
440 88 61,40
440 16 76,95
345 138 63,42
345 10,5 114,99
230 138 74,80
230 88 76,66
230 69 73,10
230 13 55,32
Transformadores Trifásicos
Custo Médio
Banco de Preços
Secundário
Primário (kV) ANEEL1
(kV)
(R$ x 1000) /
MVA
500 345 45,89
500 138 52,17
345 34,5 66,70
345 20 42,37
345 13,8 124,30
230 138 63,80
230 115 116,39
230 88 101,13
230 69 60,00
230 34 79,73
230 20 52,13
230 13,8 66,04
230 13 88,343
230 11 111,00
225 138 63,80
1 Ref.: Jun/2012
2 Adotada a relação 230/12,3 kV como referência, visto que a relação 230/13 kV não existe no
Banco de Preços de Referência ANEEL.