REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3066/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Estabelece o valor das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional, com vigência no período de 1º de julho de 2022 a 30 de junho de 2023, conforme Anexos I, II, III, III-A, V e VI desta Resolução.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-07-14
Autor: ANEEL

25ª Reunião Pública Ordinária
12/07/2022
VOTO
PROCESSOS: 48500.000395/2022-50, 48500.000394/2022-13, 48500.000424/2022-83.
INTERESSADOS: Concessionárias de transmissão e distribuição de energia elétrica,
centrais geradoras conectadas em níveis de tensão de 88 kV a 138 kV, usuários do
Sistema Interligado Nacional (SIN) e Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT).
ASSUNTO: Estabelecimento das Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias
de transmissão de energia elétrica, das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de
Energia Elétrica (TUST), da Tarifa de Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu
Binacional e dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e das Tarifas de Uso do
Sistema de Distribuição (TUSDg) de referência para as centrais geradoras conectadas
nos níveis de tensão de 88kV e 138 kV para o ciclo 2022-2023.
I – RELATÓRIO
1. O presente voto trata de forma conjunta, para o ciclo 2022/2023, o
estabelecimento:
a) das Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão
de energia elétrica para o ciclo 2022-2023;
b) do valor das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST);
c) da Tarifa de Transporte de Itaipu;
d) dos encargos das distribuidoras associados à Tarifa de Uso do Sistema de
Distribuição para centrais de geração conectadas em 88 kV e 138 kV (TUSDg); e
e) da base de dados de cálculo da TUST para o ciclo tarifário 2022-2023.
2. Os contratos de concessão de serviço público de transmissão de energia
elétrica, celebrados entre a União e as concessionárias de transmissão de energia
1 de 21

elétrica, dispõe que as regras de reajuste e revisão devem ser suficientes para
estabelecer e manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessão.
3. Os Submódulos 9.3 e 10.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária
(Proret)1, definem os procedimentos para o reajuste anual das receitas das
concessionárias de transmissão.
4. A Resolução ANEEL nº 281, de 1º de outubro de 1999, determina as
condições gerais para a contratação do acesso e do uso do sistema de transmissão e, em
conjunto com outras normas2, orientam o cálculo das tarifas e dos encargos dos diversos
usuários desse sistema.
5. Os Submódulos 7.4, 9.4 e 10.5 do Proret3 estabelece o procedimento para
cálculo da TUST e da TUSDg para as centrais geradoras em novo ciclo tarifário.
6. Em 18 de maio de 2022, na 6ª Sessão de Sorteio Público Extraordinário,
os processos foram distribuídos à minha relatoria.
7. Em 5 de julho de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT),
concluiu4
sua análise para os valores das RAP das concessionárias de transmissão para o
ciclo 2022-2023, e em 7 e 8 de julho de 2022, a SGT concluiu5 a análise para os resultados
das TUST, da Tarifa de Transporte de Itaipu, dos encargos das distribuidoras associados
à TUSDg e a base de dados de cálculo da TUST para o ciclo tarifário 2022-2023.
II – FUNDAMENTAÇÃO
8. Trata-se do estabelecimento dos valores (i) da RAP referentes às
1 Aprovados pela Resolução Normativa ANEEL nº 7.742, de 27 de junho de 2017.
2 Resoluções Normativas ANEEL nº 442, de 26 de julho de 2011, nº 666, de 23 de junho de 2015, nº 722,
de 31 de maio de 2016 e nº 1.017, de 19 de abril de 2022.
3
Aprovados pela Resolução Normativa ANEEL nº 1.024, de 28 de junho de 2022.
4 Nota Técnica nº 102/2022-SGT/ANEEL, Sicnet nº 48581.001842/2022-00.
5
Nota Técnica nº 104, 7 de julho de 2022, Sicnet nº 48500.000394/2022 e Nota Técnica nº 116/2020SGT/ANEEL, Sicnet nº 48581.001866/2022-00.
2 de 21

instalações de transmissão sob responsabilidade de concessionárias de transmissão de
energia elétrica, (ii) da TUST, (iii) da Tarifa de Transporte de Itaipu, (iv) da TUSTIMP/EXP
importação/exportação, (v) das Tarifas de Uso das Interligações Internacionais (TUII),
(vi) da TUSTTEMP para contratação em caráter temporário, (vii) dos encargos anuais de
uso do sistema de transmissão que deverão ser mensalmente aplicados às distribuidoras
que possuam em sua área de concessão centrais geradoras conectadas em nível de
tensão de 138 e 88 kV e (viii) da base de dados de cálculo da TUST, todos para o período
de 1º de julho de 2022 a 30 de junho de 2023.
II.1 Estabelecimento da RAP
II.1.1 Regra geral
9. A RAP destinada às transmissoras devido à prestação de serviço público
de transmissão de energia elétrica é reajustada anualmente a partir da soma das
parcelas de receita, referentes às instalações de transmissão em operação comercial no
ciclo anterior, atualizadas pelo Índice de Variação da Inflação (IVI)i-16.
10. Os contratos de concessão de transmissão definem o índice a ser utilizado
no reajuste. Alguns contratos adotam o Índice Geral de Preços de Mercado (IGP-M), da
Fundação Getúlio Vargas (FGV), outros o Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA),
calculado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE).
11. Os valores do IVI para o Ciclo 2022-2023 para os contratos reajustados
pelo IGP-M e IPCA são respectivamente 1,107233872227246 e 1,11731212845584.
12. Além da atualização das receitas, no reajuste da RAP são refletidos, entre
outros, os resultados (i) das revisões periódicas de receita das transmissoras, aprovadas
pela ANEEL; (ii) das novas parcelas de RAP estabelecidas para os reforços autorizados
sem estabelecimento prévio de receita; (iii) das reduções em 50% da RAP no décimo
6
O IVIi-1 é o quociente do índice indicado no Contrato de Concessão, do mês de maio do período i-1, pelo
índice do mês de maio do período i-2.
3 de 21

sexto ano, previstas em alguns contratos de concessão; e (iii) de outras decisões
publicadas pela ANEEL ao longo do ciclo 2021/2022.
II.1.2 Parcelas de ajuste e outros componentes financeiros
13. A arrecadação e as necessidades de receita são variáveis ao longo do ciclo
tarifário em função, por exemplo, da entrada em operação comercial de novas
instalações no sistema, com suas respectivas receitas, e da dinâmica de contratação do
uso da rede pelos usuários.
14. Como as tarifas de transmissão são fixas por um ano, os contratos de
concessão preveem um mecanismo, a Parcela de Ajuste (PA), para fazer frente ao
superávit ou déficit de arrecadação que ocorre ao longo do período. A PA é calculada
anualmente de acordo com os contratos de concessão, ou atos de equiparação, e com
o que consta no Submódulo 9.3 do Proret.
15. A PA e os componentes financeiros a serem compensados no ciclo 20222023 são compostos das seguintes parcelas:
a) PA Apuração: compensa o déficit ou superávit de arrecadação apurado
pelo ONS no ciclo 2021-2022;
b) PA Qualidade DIT: corresponde ao valor a ser descontado da receita das
transmissoras devido a violações dos limites de continuidade dos pontos de conexão
nas Demais Instalações de Transmissão (DIT), em conformidade com os Procedimentos
de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (Prodist);
c) PA Autorizadas sem RAP prévia: compreende os valores retroativos
referentes aos reforços autorizados sem a definição prévia de receita;
d) PA Revisão: reflete alterações e ajustes resultantes das revisões
periódicas de receita ocorridas em ciclos anteriores;
e) PA Outros Ajustes: consolida diversos ajustes decorrentes, por exemplo,
da correção de datas de entrada em operação comercial de instalações, de erros
materiais verificados na definição das RAP de ciclos anteriores, da restituição de
4 de 21

valores relativos a instalações de transmissão que não operaram durante todo ou parte
do ciclo tarifário anterior, etc.
f) Financeiro Melhorias: trata as anuidades de melhorias de pequeno porte,
disposta no Submódulo 9.1 do Proret, e corresponde ao valor para cobertura dos
investimentos em melhorias de pequeno porte;
g) ICG/IE: trata de ajustes dos ciclos anteriores e relativos às Instalações de
Transmissão de Interesse Exclusivo para Conexão Compartilhada (ICG) e das
Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo para Conexão Individual (IEG).
16. Essas componentes somadas totalizaram -R$ 278.719.616,05 a serem
ressarcidos às transmissoras ao longo do ciclo 2022-2023, conforme detalhado na
Tabela 1.
Tabela 1. Parcelas de Ajuste (PA) e componentes financeiros.
DIT
Rede Básica DIT de Uso

Tipo Rede Básica (R$) Compartilhada ICG /IEG TOTAL (R$)
de Fronteira (R$) Exclusivo (R$)
(R$)
Financeiro

195.573.997,93 0,00 0,00 0,00 195.573.997,93
Melhorias

PA Apuração -1.033.349.268,66 -220.635.148,38 93.507.497,76 0,00 -1.160.476.919,28
PA Instalações

Autorizadas sem 65.060.590,44 5.031.966,44 1.552.055,63 15.892.980,04 87.537.592,55
RAP prévia
PA Outros

114.063.381,93 -17.733.444,29 2.534.297,11 -21.140.945,33 5.889.958,27 83.613.247,69
Ajustes
PA Qualidade

0,00 0,00 0,00 -8.350.309,61 -8.350.309,61
DIT

PA Revisão 207.020.732,37 198.209.096,86 35.849.152,75 82.303.792,69 523.382.774,67
TOTAL -451.630.565,99 -35.127.529,37 133.443.003,25 68.705.517,79 5.889.958,27 -278.719.616,05
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária.
II.1.3 Parcela variável
17. A Parcela Variável (PV) é o desconto aplicado na RAP das transmissoras
por indisponibilidades, restrições operativas ou atrasos na entrada em operação de
instalações integrantes da Rede Básica7. A redução de receita devido à aplicação da PV,
no período de junho de 2021 a maio de 2022, totalizou R$ 500.762.679,74 conforme
7
Conforme Módulo 4 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, aprovado pela
Resolução Normativa ANEEL nº 906, de 8 de dezembro de 2020.
5 de 21

detalhado na Tabela 2.
Tabela 2. Descontos aplicados nas receitas das transmissoras de junho de 2020 a
maio de 2021.
Concessionárias Parcela variável descontada (R$)
NÃO LICITADAS 1.041.864,80
NÃO LICITADAS PRORROGADAS 229.042.863,98
LICITADAS 266.856.352,24
INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS 3.821.598,72
TOTAL 500.762.679,74
Fonte: CARTA CTA-ONS DTA/SA 1106/2022 - SIC nº 48513.016985/2022-00.
II.1.4 Carta CGT Eletrosul
18. Por meio da Carta CE DRP-0050/20228, de 17 de junho de 2022, a CGT
Eletrosul requisitou:
a) revisar a lista de módulos disponibilizada por meio do Despacho nº
1.425/2022, de modo a contemplar os ajustes de receita já processados por
ocasião da REH nº 2.959/2021 e relacionados com o fim da concessão da
Conversora de Uruguaiana (PRT MME nº 624/2014);
b) analisar os pleitos constantes na CE DRP-0121/20219, de 25 de
outubro de 2021, não verificados por ocasião da análise dos recursos do ciclo
anterior, quais sejam:
(b.1) revisão do cálculo do modelo DEA relativo à LT 138 kV BiguaçuFlorianópolis C1 e C2, processado no ciclo 2021-2022; e
(b.2) alteração do titular do Contrato nº 004/2012 para CGT
Eletrosul.
19. Considerados os argumentos apresentados pela CGT Eletrosul, a SGT
recomendou a republicação da lista de módulos constante no Despacho nº 1.425/2022,
de modo a contemplar os ajustes de receita já processados por ocasião da REH nº
2.959/2021 e relacionados com o fim da equiparação da Conversora de Uruguaiana (PRT
8
Sicnet nº 48513.016361/2022-00.
9 Sicnet nº 48513.029229/2021-00.
6 de 21

MME nº 624/2014).
20. Quanto ao pleito relativo à revisão do cálculo de redução da receita de
O&M da PRT 579/2012 em virtude da transferência LT 138 kV Biguaçu-Florianópolis C1
e C2, a SGT reconstituiu metade do valor processado no ciclo anterior.
21. Com relação ao pleito de alteração do titular do Contrato nº 004/2012
para CGT Eletrosul, a SGT informou que, após ouvida a área de concessões, as
instalações do referido contrato foram alteradas.
II.1.5 Resultados
22. O resultado global da RAP da Rede Básica para o ciclo 2022-2023 totaliza
R$ 41.926.458.424,44 e representa um aumento de 19,60% em relação ao ciclo
2021-2022, conforme detalhado na Tabela 3. As principais razões desse aumento são (i)
o índice de reajuste previsto nos contratos de concessão; (ii) a expansão do sistema de
transmissão, com entrada em operação de 23 novos contratos, além das melhorias
autorizadas; e (iii) os efeitos das revisões das receitas das concessionárias licitadas.
Tabela 3. Resultado global da RAP da Rede Básica (R$).

| Itens | Ciclo 2021-2022* | Ciclo 2022-2023 | Efeito % |
| --- | --- | --- | --- |
| Econômico | 29.505.833.499,25 | 36.380.448.452,97 | 19,60% |
| Financeiro | 2.443.310.611,62 | 3.680.822.673,34 | 3,50% |
| Previsão de Obras | 3.117.105.938,00 | 1.865.187.298,13 | -3,60% |
| Total | 35.066.250.048,87 | 41.926.458.424,44 | 19,60% |

(*) Ciclo praticado conforme REH nº 2.959/2021.
23. As Tabelas 4 a 7 sintetizam os valores da RAP, por tipo de receita, para o
Ciclo Tarifário 2022-2023, a preços de junho de 2022.
Tabela 4. RAP da Rede Básica (R$)
Ref.: Jun-2022
Acesso à RB

RBSE [1] RBNI [2] RBL [4] RMEL [5] TOTAL
[3]
9.794.570.954,0 1.949.906.879, 20.807.113.305, 153.478.765, 32.713.222.474,
Rede Básica 8.152.568,64
9 81 87 87 28

RB de 1.609.502.203,5 903.370.019,4 71.802.165,8 3.384.621.840,0
0,00 799.947.451,15
Fronteira 5 1 9 0
7 de 21

11.404.073.157, 2.853.276.899, 21.607.060.757, 225.280.931, 36.097.844.314,
TOTAL 8.152.568,64
64 22 02 76 28
[1] Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que consta no contrato
de concessão sob esta denominação. [2] Receitas de novas instalações autorizadas. [3] Receitas de conexões à Rede
Básica. [4] Receitas das instalações licitadas. [5] Receitas das melhorias.
Tabela 5. Receita Anual Permitida das Demais Instalações de Transmissão (R$)
Ref.: Jun-2022

RPC [1] RCDM [2] RPEC [3] RMEL [4] TOTAL
DIT compartilhada 519.281.312,10 199.690.624,10 20.493.551,85 6.633.127,61 746.098.615,66
DIT de uso exclusivo 2.292.707.113,40 399.780.921,34 185.102.122,18 30.235.993,60 2.907.826.150,52
TOTAL 2.811.988.425,50 599.471.545,44 205.595.674,03 36.869.121,21 3.653.924.766,18
[1] Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que consta no contrato
de concessão sob esta denominação. [2] Receitas de novas instalações autorizadas.[3] Receitas das instalações
licitadas. [4] Receitas das melhorias.
Tabela 6. RAP das instalações de interesse exclusivo de centrais de geração (R$)
Ref.: Jun-2022

RICG [1] RICGNI [2] RIEG [3] TOTAL
91.928.100,12 31.069.243,11 30.633.812,13 153.631.155,36
[1] Receita relativa às ICG licitadas. [2] Receitas de novas ICG autorizadas. [3] Receita relativa às IEG licitadas.
Tabela 7. RAP das interligações internacionais (R$)
Ref.: Jun-2022

REQ [1] REQNI [2] RMEL [3] TOTAL
380.950.337,75 14.763.835,60 163.582,89 395.877.756,24
[1] Receita relativa às interligações internacionais equiparadas. [2] Receitas de novas instalações de interligações
internacionais autorizadas. [3] Receitas das melhorias
II.2 TUST
II.2.1 Regra geral
24. O procedimento de cálculo da TUST segue o estabelecido no Submódulo
9.4 do Proret, a partir da metodologia Nodal, considerando o cenário regional como caso
base de fluxo de potência, com as tarifas publicadas por ponto de conexão, para a carga
e a geração.
8 de 21

25. O Submódulo 9.4 do Proret, aprovado recentemente pela REN nº
1.024/2022, após duas fases de consulta pública, que também tive a oportunidade de
ser o Relator, determina que todas as TUST estabilizadas para o segmento geração,
homologadas nos termos das REN nº 267/2007 e 559/2013, devem ser aplicadas até o
término da estabilização. Assim, essas tarifas foram atualizadas pelo Índice de
Atualização da Transmissão (IAT), conforme a Tabela 1:
Tabela 8. Composição do IAT para o ciclo sob cálculo.
Proporção de RAP de Rede
Índice acumulado
Índices Básica em operação
jun/2021 a jun/2022 2022-2023

IGP-M 10,72% 13,91%
IPCA 11,73% 86,09%
IAT 11,59%
geração10
26. Ao fim do prazo de estabilização, as tarifas das centrais de
passam a ser controladas por ponto de conexão, mediante envoltória tarifária,
aplicando-se os procedimentos transitórios. Para o segmento consumo, a TUST deve ser
definida a cada ciclo tarifário, nos postos tarifários de ponta e fora de ponta, com o
montante a ser arrecadado rateado de forma proporcional ao total de Montante de Uso
do Sistema de Transmissão (MUST) contratado em cada horário.
27. Ressalta-se que, para o processo da TUST e TUSTg, apresentado mais
adiante neste voto, a SGT instaurou, de 9 a 20 de maio 2022, a Tomada de Subsídios nº
007/2022 para obter subsídios relativos à base de dados preliminar para o cálculo do
ciclo tarifário 2022-2023.
II.2.2 Tarifa de Transporte de Itaipu
28. A Tarifa de Transporte de Itaipu foi calculada a partir do Encargo de
Conexão devido à Furnas e das PAs referentes à previsão da Demanda Anual de potência
10 Exceto as centrais em regime integral de cotas de garantia física.
9 de 21

do ciclo 2021/2022 e às variações da RAP oriundas de revisão ou outros ajustes,
conforme detalhado na Tabela 2. A tarifa de R$ 11.738,71/MW deverá ser paga
diretamente à Furnas pelos contratantes da energia da Itaipu, proporcionalmente às
suas cotas-parte.
Tabela 9. Parâmetros de cálculo da Tarifa de Transporte de Itaipu.

Parâmetros de cálculo 2021-2022 2022-2023 Variação
Encargo de Conexão (R$) 1.207.486.153,57 1.477.827.301,21 22,4%

PA (R$) 23.235.409,97 -12.298.932,19 -152,9%
RAP

PA (R$) 21.228.963,29 -11.102.410,14
DEMANDA ANUAL -152,3%
Encargo a ser arrecadado (R$) 1.251.950.526,83 1.454.425.958,88 16,2%

Demanda anual (MW) 126.000,00 123.900,00 -1,7%
Tarifa de Transporte Itaipu (R$/MW) 9.936,12 11.738,71 18,1%
II.2.3 Tarifas de Importação/Exportação e de Interligações internacionais
29. A TUSTIMP/EXP e TUII, apresentadas nas Tabelas 10 e 11, atendem à REN nº
666/2015, que regula a contratação e forma da cobrança do uso do sistema de
transmissão por esses agentes. A elevação significativa das tarifas decorre do aumento
do fator "f", utilizado na conversão das tarifas por demanda (R$/MW) para tarifas por
consumo (R$/MWh) e calculado pela relação entre a potência instalada e a garantia
física do parque gerador em operação, em 54%, e da atualização monetária incorrida no
período (IAT de 11,59%).
30. A SGT explicou que a entrada em operação de usinas de fontes renováveis
contribuiu para a elevação do fator "f", pois apresentam elevada potência e baixa
garantia física, em comparação com o parque gerador brasileiro.
Tabela 10. Tarifas de Importação/Exportação (TUSTIMP/EXP)
TUST imp/exp TUST imp/exp
AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE Variação
2021-2022 2022-2023
EXPORTAÇÃO
R$/MWh R$/MWh %

INT. CONV.GARABI I(S.ANGELO) 10,796 18,491 71,3%
INT. CONV.GARABI II(ITA) 10,796 18,491 71,3%
10 de 21

INT. CONV.RIVERA(LIVRAMENTO) 10,973 18,313 66,9%
INT. CONV.URUGUAIANA 10,466 17,844
70,5%

INT. CONV.MELO(PRES. MÉDICI) 11,022 18,689 69,6%
Tabela 11. Tarifas de Interligações Internacionais (TUII).

| INTERLIGAÇÃO | TUII 2021-2022 | TUII 2022-2023 Variação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| INTERNACIONAL* | (R$/MWh) | (R$/MWh) | (%) |
| Garabi I (S.ANGELO) | 21,073 | 36,310 | 72,3% |
| Garabi II (ITÁ) | 25,412 | 43,786 | 72,3% |

II.2.4 Tarifas para a contratação em caráter temporário (TUSTTEMP)
31. A contratação do uso do sistema de transmissão em caráter temporário
é caracterizada pelo uso de capacidade remanescente do sistema de transmissão por
tempo determinado, para escoamento da energia elétrica produzida por central
geradora, após declaração do ONS da importância sistêmica da sua permanência no SIN,
e enquanto inexistirem contratos de venda de energia elétrica em execução junto à
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A TUST associada à contratação
em caráter temporário está disposta na Tabela 12 e sua variação significativa em relação
ao ciclo anterior também é explicado pelo fator "f" e pela inflação do período.
Tabela 12. Tarifas para a contratação em caráter temporário (TUSTTEMP)
TUST temp TUST temp
Variação

GERADOR 2021-2022 2022-2023
(R$/MWh) (R$/MWh)
%

UTE Uruguaiana 14,547 25,034 72,1%
UTE Termonorte I 21,246 36,562 72,1%
UTE Termonorte II 14,202 24,440 72,1%
* aplicáveis em horário único, sem distinção entre ponta e fora de ponta.
II.2.5 Base de dados de cálculo da TUST
11 de 21

32. O item 7 do Submódulo 9.4 do Proret estabelece os requisitos para
montagem da base de dados de cálculo da TUST, precedida de Tomada de Subsídios
para escrutínio público, no intuito de promover a assertividade do resultado. A SGT
avaliou a base de dados do ciclo 2022/2023 e julgou que está em condições de ser
aprovada e homologada pela ANEEL.
II.2.6 Casos específicos avaliados
33. Em 10 de abril de 2017, decisão liminar judicial deferiu, em favor da
ABRACE, ABIVIDRO e ABRAFE, pedido de tutela provisória de urgência para determinar
que a "ANEEL exclua a parcela dita de "remuneração" da Tarifa de Uso do Sistema de
Transmissão – TUST, calculada sobre os bens reversíveis, ainda não amortizados e nem
depreciados [...]".
34. A decisão da ANEEL, acatando a determinação judicial, vigorou durante
os ciclos 2017-2018, 2018-2019 e 2019-2020, até a cassação da liminar, o que ensejou a
reinclusão do custo do capital próprio no processo de Revisão Periódica, exceto para o
consumidor livre GV do Brasil Indústria e Comércio de Aço Ltda., cuja TUST é calculada
sem os efeitos descritos, pois a decisão liminar deferida continua vigorando.
35. No contexto do componente financeiro da RBSE homologado pela ANEEL,
o Consórcio CESTE (UHE Estreito) solicitou reconsideração do valor da TUST do ciclo
2021/2022, recurso não acatado pela Diretoria Colegiada da ANEEL.
Renováveis11 ESBR12

36. Com argumentação análoga, a Elera e a também
solicitaram a alteração das suas tarifas, em requerimentos que, julgo, não merecem ser
acatados, com fundamento na decisão do caso da CESTE.
37. A CPFL Renováveis13, em 26 de abril de 2022, solicitou a regularização das
11 Sicnet nº 48513.013483/2022-00.
12
Sicnet nº 48513.013058/2021-00.
13 Sicnet nº 48513.011870/2022-00.
12 de 21

TUST relativas ao Complexo Eólico Campo dos Ventos II, alegando desacordo com a
Resolução Homologatória nº 1.031/2010, referente ao Leilão nº 005/2010, da qual foi
vencedora.
38. A SGT confirmou a existência do erro e calculou o passivo financeiro
retroativo a 5 anos14 (ciclos de 2017-2018 e 2021-2022), totalizando R$ 2.426.491,71, a
preço de junho de 2022, contabilizados nas apurações mensais do ciclo 2022/2023,
como débito da central de geração.
39. Consoante a REN nº 1.021, de 24 de maio de 2022, as centrais geradoras
com TUST regida pela Resolução Normativa nº 267/2007, afetadas negativamente pela
regra da transição contida na REN nº 559/13, devem ser creditadas, no ciclo tarifário
2022/2023, no montante correspondente à diferença decorrente da metodologia
aplicada, em valor atualizado pelo IAT, como exposto na Tabela 13. Esse dispositivo foi
mantido nos procedimentos transitórios descritos no item 86 do Submódulo 9.4 do
Proret.
Tabela 13. Passivo financeiro decorrente do item 86 do Submódulo 9.4 do Proret.
CRÉDITO
Central Geradora CEG NÚCLEO
R$ (Ref. jun/22)

| UTE PORTO PECEM I | 029720-8 | 25.656.504,98 |
| --- | --- | --- |
| UTE SUAPE II | 029719-4 | 5.839.333,65 |
| UHE ESTREITO | 028863-2 | 20.610.596,05 |
| UTE GERAMAR I | 029705-4 | 6.994.337,42 |

40. Por meio de Agravo de Instrumento deferido à SAESA, foram recalculadas
as TUST estabilizadas das Usinas Hidrelétricas (UHEs) Santo Antônio e Santo Antônio
Ampliação, desconsiderando a adoção da regra de transição. Porém, em decorrência da
análise dos recursos contra a REH nº 2.896/2021, que homologou as TUST do ciclo
14 As regularizações de situações pretéritas devem ser baseadas nos arts. 53 e 54 da Lei nº 9.784/1999,
em que os eventuais efeitos retroativos devem operar no período máximo de 5 anos, por preclusão
administrativa.
13 de 21

2021/2022, as tarifas dessas usinas foram alteradas.
41. Com a consolidação estabelecida pela REN nº 1.021/2022, é necessário
proceder o ajuste financeiro decorrente da diferença entre as tarifas original e alterada,
totalizando R$ 14.911.623,29 para a UHE Santo Antônio e R$ 3.049.906,82, para a UHE
Santo Antônio Ampliação, a preço de junho de 2022, a serem inclusos como débito nas
apurações mensais do ciclo 2022/2023 pelo ONS.
II.2.7 RAP a ser arrecadada por TUST-RB
42. Para o cálculo da TUST-RB é necessário estabelecer o valor da receita de
Rede Básica para o ciclo sob cálculo. A Tabela 14 apresenta a previsão de total de
arrecadação a ser utilizada no estabelecimento da TUST-RB, comparada com o ciclo
2021-2022.
Tabela 14. Previsão de total de arrecadação a ser utilizada no estabelecimento da
TUST-RB.
Ciclo 2022-2023 Variação %
Parâmetros Ciclo 2021-2022 [A]
[B] [C=B/A-1]
Previsão de RAP a ser utilizada no
estabelecimento das tarifas nodais
27.660.751.560,97 34.036.637.270,95 23,1%
de uso do sistema de transmissão -
TUST-RB

Orçamento do ONS atualizado: 672.557.720,73 803.440.407,30 19,5%
Passivos 0,00 38.712.750,30 -
Previsão de total de arrecadação a
ser utilizada no estabelecimento
das Tarifas de Uso do Sistema de 28.333.309.281,69 34.878.790.428,55 23,1%
Transmissão de Rede Básica –
TUST-RB
43. Os fatores que mais contribuíram para a elevação de 23,1% no valor
foram:
a) Novas instalações: instalações que entraram em operação comercial no
decorrer do ciclo anterior considerando a RAP pro rata tempore e que para o ciclo
14 de 21

sob cálculo entrarão com a RAP integral (16,8%).
b) Revisão Periódica da RAP – RPR de 2018 (retroativa): resultado da
Revisão Periódica da RAP de 2018 das transmissoras prorrogadas nos termos da Lei
nº 12.783, de 2013, considerando o reperfilamento do componente financeiro da
"RBSE/RPC", que representa cerca de 5,7% de aumento para a Rede Básica.
44. A Figura 1 apresenta o rateio da RAP arrecadada por meio de TUST-RB do
ciclo 2013/2014 até o 2022/2023. Observa-se que no ciclo sob análise, o valor a ser
dividido entre os a Carga e a Geração é próximo do critério de partida do rateio de 50%
para cada segmento.

Geração Carga RAP
120,00% R$40,00
Bilhões
R$34,88
R$35,00
100,00%
R$30,00
30,34% 29,03%
32,74%
80,00% 42,76%
50,09% 45,66% 46,16% 47,42% 50,92% R$25,00
53,15%
60,00% R$20,00
R$15,00
40,00%
69,66% 70,97%
67,26%
54,34% R$10,00
49,91% 53,84% 46,85% 52,58% 49,08%
20,00% 57,24%
R$5,00
0,00% R$0,00
Figura 1. Rateio da RAP arrecadada via TUST-RB entre segmento consumo e geração.
45. A Figura 2 apresenta a evolução da TUST-RB média dos segmentos
consumo e geração. Nota-se, que as tarifas de geração apresentam pouca volatilidade,
em função das regras de estabilização que vigoravam até então. Em contrapartida, as
tarifas de carga flutuam para absorver os reflexos desta estabilização, já que a Rede
Básica tem apenas dois pagantes, a carga e a geração. Para este ciclo, a TUST-RB média
do segmento consumo aumentou 11,67% e do segmento geração reduziu 6,13%.
15 de 21

Consumo Geração
18,00
15,32
16,00
13,37

14,00 12,13 11,97
10,63
12,00 10,07

9,42 9,47 9,30 9,60
9,05 9,00 9,13
10,00 8,18
10,23
6,87 9,72
8,00
4,90
6,00 4,48 4,41
4,00
2,00
0,00
2013-2014 2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 2019-2020 2020-2021 2021-2022 2022-2023
Figura 2. Evolução da TUST-RB média (R$/kW).
46. A Figura 3 compara o resultado tarifário da transmissão no ciclo
2022/2023 (R$ 42,6 bilhões) em relação ao anterior (R$ 34,5 bilhões), incluindo todos
os componentes (Rede Básica, DIT, Fronteira, interligação internacional, ICG e IEG),
segregados em aspectos econômicos, financeiros, orçamento do ONS e previsão de
obras. O incremento total observado (23,5%) foi decorrente do efeito inflacionário do
reajuste dos contratos (R$ 4,0 bilhões), da entrada de novas instalações (R$3,1 bilhões)
e do efeito financeiro (R$1,0 bilhão).
45,0
BILHÕES 0,8
40,0 1,7
3,7
35,0 0,7
1,8
30,0 2,4
25,0
20,0
36,4
15,0 29,5
10,0
5,0
0,0
Ciclo 2021-2022 Ciclo 2022-2023

Econômico Financeiro Previsão de Obras ONS
Figura 3. Resultado tarifário total da transmissão.
47. Nota-se que o efeito da entrada de novas concessões e do reajuste dos
16 de 21

contratos das transmissoras, agregados na parcela econômica, são os fatores
preponderantes para o resultado de 23,5% de impacto, como exposto na Figura 4. Por
sua vez, o efeito financeiro é composto pelas Parcelas de Ajuste (PA) e pelo componente
financeiro da Portaria MME nº 120/2016.
23,5%
19,9%
3,6%
0,4%
-0,4%

Econômico Financeiro Previsão de Obras ONS Total
Figura 4. Efeito tarifário das componentes.
48. Ressalta-se que a partir dos valores provenientes do cálculo das tarifas de
transmissão, o efeito médio estimado para os consumidores finais na distribuição é de
3,04%.
II.3 TUSTg
49. A TUSDg é estabelecida para centrais geradoras conectadas em níveis de
tensão de 88 kV a 138 kV, subgrupo A2, integradas ao SIN e os critérios para a
definição de Rede Unificada (RU) estão estabelecidos no Submódulo 7.2 do Proret e, no
atual ciclo, constam da base de dados 42 RUs.
50. Na representação dos agentes de geração foi considerada todas as
centrais em operação no momento de definição da base de dados em junho de 2022.
Além das centrais geradoras em operação, são representadas as centrais geradoras que
celebraram Contrato de Uso dos Sistemas de Distribuição (CUSD) com previsão
contratual de entrada em operação até 30 de junho de 2023.
17 de 21

51. Ademais, independente da celebração ou não do CUSD, também são
representadas as centrais geradoras que se sagraram vencedoras de leilão de energia
nova, e têm previsão de entrega do produto ao decorrer do horizonte do ciclo. A Tabela
15 resume os critérios de representação das centrais geradoras na base de dados da
TUSDg.
Tabela 15. Critérios de representação de centrais geradoras.

Em operação Prevista* Leilão
Com CUSD Representada Representada Representada
Sem CUSD Representada Não Representada Representada
Fonte: Nota Técnica no 116/2022-SGT/ANEEL.
* Com data para início em operação no CUSD ocorrendo até 30 de junho de 2023.
52. Considerando o tempo de maturidade para a implantação de uma central
geradora, entende-se razoável a previsibilidade de entrada em operação da central
geradora, que se fundamenta na assinatura dos contratos. Neles deve ser estabelecida
a data de entrada em operação e o montante de uso a ser contratado.
53. Conforme indicado na Nota Técnica da SGT, o critério utilizado para a
representação do Montante de Uso do Sistema de Distribuição (MUSD) das centrais
geradoras foi estabelecido a partir do valor contratado para junho de 2023. Para as
centrais geradoras vencedoras de leilão e sem CUSD celebrado, o valor de potência que
consta do cadastro do empreendimento no respeito leilão que se sagrou vencedor.
54. Para o Ciclo 2022-2023 estão representadas na base de dados 538
centrais geradoras, sendo 45 centrais geradoras adicionadas a base em relação ao ciclo
passado. A SGT calculou a nova TUSDg de referência para o Ciclo 2022-2023
considerando as centrais geradoras que atendam a pelo menos um dos seguintes
critérios:
a) central geradora está em operação, mas sem tarifa de referência
nominal;
18 de 21

b) central geradora com data de entrada em operação, conforme o CUSD,
entre 1º de julho de 2022 e 30 de junho de 2023;
c) central geradora conectada em distribuidora que terá revisão tarifária
entre 1º de julho de 2022 e 30 de junho de 2023; ou
d) central geradora que teve o MUSD contratado alterado em relação à
base do ciclo 2021-2022.
55. A Tabela 16 apresenta o quantitativo de centrais geradoras por critério
de classificação. Para o ciclo 2022/2023 são definidas tarifas de referência para 238
centrais geradoras.
Tabela 16. Critérios de representação de centrais geradoras.
Nº de centrais Tarifa calculada
Classificação
geradoras neste processo

Existentes 202 Não
Existentes Leilão 93 Não
Novas Leilão* 5 Não
Novas 40 Sim

Com revisão tarifária 192 Sim
Com Alteração de MUSD 6 Sim
TOTAL 538 238
Fonte: Nota Técnica no 116/2022-SGT/ANEEL.
* As tarifas de referência dessas centrais geradoras foram definidas na REH que homologou o edital do
leilão.
56. Nos termos do parágrafo 10 do Submódulo 7.4 do Proret, a receita de
referência de cada RU deve se resumir à soma das receitas apuradas para cada parcela
de rede de propriedade de distribuidoras e de transmissoras. Para as Demais Instalações
de Transmissão (DIT) e os transformadores da Rede Básica com tensão secundária de 88
kV ou 138 kV (transformadores de fronteira), a receita de referência foi estabelecida
segundo os critérios de composição da parcela da RAP dessas instalações. Os valores das
receitas de referência das distribuidoras são baseados nos custos padronizados dos
ativos modelados na base de cálculo, sendo atualizados com base nos valores do Banco
19 de 21

de Preços de Referência da ANEEL15
57. As novas TUSDg calculadas são consideradas de referência e servirão de
base para o cálculo das TUSDg de aplicação dos processos de revisão ou de reajuste
tarifário das distribuidoras acessadas pelas centrais geradoras, nos termos do
Submódulo 7.4 do Proret.
58. Consoante a regulação vigente, o sinal locacional é recalculado a cada
revisão tarifária, trazendo estabilidade durante o ciclo tarifário de cada distribuidora (4
a 5 anos), período em que a tarifa sofrerá reajustes baseados na variação do IGP-M e do
Fator X da distribuidora.
59. Dessa maneira, no recálculo das tarifas de referência, a variação
percebida pela central geradora poderá ser negativa ou positiva, de acordo com a
variação do sinal locacional que recebe influência: (i) da configuração da RU; (ii) da
entrada de novos ativos; (iii) da variação da receita de referência da RU; (iv) da alteração
da carga conforme o MUST contratado pela distribuidora; e (v) pela entrada de novas
centrais geradoras.
60. Deve-se ainda considerar a possibilidade de entrada em operação de
novas centrais geradoras, que não constam na base de dados utilizada no ciclo 20222023. Para tais usinas, até que se tenha a tarifa locacional específica da central geradora,
adotar-se-á, inicialmente uma tarifa por distribuidora, a qual será apurada com base na
média aritmética das TUSDg das centrais geradoras conectadas à distribuidora,
consideradas todas como novas, ou seja, sem o mecanismo de estabilização que alcança
as centrais geradoras existentes ou vencedoras de leilão.
61. Esta tarifa média também deverá ser adotada no faturamento do encargo
de uso dos sistemas de distribuição dos acessos em caráter temporário em níveis de
15 Aprovados pela Resolução Homologatória nº 2.514 de 19 de fevereiro de 2019.
20 de 21

tensão de 88 kV ou 138 kV, conforme critérios estabelecidos na REN nº 1.000/2022.
62. Alguns casos específicos. Nos processos de reajuste tarifário da Energisa
Tocantins Distribuidora de Energia S.A (ETO), ENEL SP e Energisa Sul-Sudeste (ESS), devese incluir a tarifa para as novas centrais geradoras não listadas nominalmente. No
processo da ETO deve-se incluir a tarifa para uma nova central geradora, UTE Itafos. Tais
alterações não tem impacto nos valores aprovados para esses processos. No caso da
ESS, deve-se substituir a tarifa da UTE Quatá. No processo tarifário foi considerada tarifa
de referência provisória para essa central geradora. A atualização proposta resultará em
ajuste financeiro a ser tratado no próximo processo tarifário dessa empresa.
III – DIREITO
63. Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos legais e
normativos: Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995;
Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998; Lei nº
9.784, de 29 de janeiro de 1999; Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; Decreto nº
2.655, de 2 de julho de 1998; Portaria MME nº 120, de 20 de abril de 2016; Resolução
ANEEL nº 281, de 1º de outubro de 1999; Resoluções Normativas nº 67 e 68, ambas de
8 de junho de 2004; Resolução Normativa nº 320, de 11 de junho de 2008; Resolução
Normativa nº 666, de 23 de junho de 2015; Resolução Normativa nº 722, de 31 de maio
de 2016; Resolução Normativa nº 905 e 906, ambas de 8 de dezembro de 2020;
Resolução Normativa nº 918, de 23 de fevereiro de 2021; Resolução Normativa nº 1.017,
de 19 de abril de 2022 e Submódulos 7.4, 9.1, 9.3, 9.4, 9.7, 10.4 e 10.5 dos
Procedimentos de Revisão Tarifária (Proret).
IV – DISPOSITIVO
64. Diante do exposto, e o que consta dos processos nº 48500.000395/202250, 48500.000394/2022-13 e 48500.000424/2022-83, voto por aprovar a emissão das
21 de 21

Resoluções Homologatórias anexas que:
a) estabelecem os valores de referência das Tarifas de Uso dos Sistemas
de Distribuição (TUSDg), aplicáveis às centrais geradoras conectadas nos níveis de
tensão de 88 kV a 138 kV, subgrupo A2, pertencentes ao Sistema Interligado
Nacional (SIN), relativas ao ciclo tarifário compreendido entre 1º de julho de 2022
e 30 de junho de 2023;
b) substituem nos processos tarifários da Energisa Tocantins
Distribuidora de Energia (ETO), ENEL SP e Energisa Sul-Sudeste (ESS), os valores das
TUSDg para as centrais geradoras que tiveram novas tarifas de referência
homologadas para o ciclo 2022-2023;
c) indeferem os pleitos da Elera Renováveis e da Energia Sustentável do
Brasil, que solicitaram desconsiderar o componente financeiro oriundo da Portaria
MME nº 120/2016 no cálculo das TUST-RB;
d) deferem o pleito da CPFL Renováveis de regularização das TUST do
Complexo Eólico Campo dos Ventos II, nos termos da Resolução Homologatória nº
1.031/2010;
e) retifica a lista de módulos constante no Despacho nº 1.425/2022, de
modo a contemplar os ajustes de receita já processados por ocasião da REH nº
2.959/2021 e relacionados com o fim da equiparação da Conversora de Uruguaiana,
para fins de adequação do registro;
f) aprova a base de dados de cálculo da TUST do ciclo 2022/2023;
g) estabelecem as tarifas e os encargos de transmissão de energia
elétrica, conforme Anexos I, II, III, III-A, IV, V, V-A, VI e VIII da Nota Técnica nº
104/2022-SGT/ANEEL, de 7 de julho de 2022, e a Tarifa de Transporte da energia
elétrica proveniente de Itaipu Binacional; e
h) estabelecem as Receitas Anuais Permitidas (RAP) associadas às
instalações de transmissão sob responsabilidade das concessionárias de serviço
22 de 21

público de transmissão de energia elétrica, com vigência a partir de 1º de julho de
2022.
Brasília, 12 de julho de 2022.
(assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor
23 de 21