REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3066/2022
Tipo de documento: nota_tecnica
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

Nota Técnica nº 104/2022-SGT/ANEEL
Em 07 de julho de 2022
Processo: 48500.000394/2022-13
Assunto: Estabelecimento do valor das Tarifas de Uso
do Sistema de Transmissão – TUST, da Tarifa de
Transporte de Itaipu, dos encargos das distribuidoras
associados à TUSDg e aprovação da base de dados de
cálculo da TUST para o ciclo tarifário 2022-2023.
I - DO OBJETIVO
1. Esta Nota Técnica tem por objetivo propor, para vigorarem entre 1º de julho de 2022 e 30
de junho de 2023, denominado de ciclo 2022-2023 (sob cálculo):
a) os valores das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST;
b) o valor da Tarifa de Transporte de Itaipu;
c) os valores das TUSTIMP/EXP importação/exportação e das Tarifas de Uso das Interligações
Internacionais – TUII;
d) os valores das TUSTTEMP para contratação em caráter temporário;
e) os valores 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, de acordo com o
Submódulo 7.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret); e
f) a base de dados de cálculo da TUST.
II - DOS FATOS
2. A Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, define as condições que devem ser obedecidas
para definição das tarifas:
" Art. 13
.........
§ 2o As tarifas poderão ser diferenciadas em função das características técnicas e dos
custos específicos provenientes do atendimento aos distintos segmentos de usuários."
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
3. A Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, dispõe no § 6º do art. 15 sobre o livre acesso aos
sistemas de transmissão e distribuição e o ressarcimento do custo de transporte envolvido:
"Art. 15.
.........
§ 6º É assegurado aos fornecedores e respectivos consumidores livre acesso aos
sistemas de distribuição e transmissão de concessionário e permissionário de serviço
público, mediante ressarcimento do custo de transporte envolvido, calculado com
base em critérios fixados pelo poder concedente."
4. A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 15 de
março de 2004, dispõe sobre a competência da ANEEL para calcular a TUST:
"Art. 9º A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, passa a vigorar com as seguintes
alterações:
"Art. 3º Além das atribuições previstas nos incisos II, III, V, VI, VII, X, XI e XII do art. 29
e no art. 30 da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, de outras incumbências
expressamente previstas em lei e observado o disposto no § 1º, compete à ANEEL:
(...)
XVIII - definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, sendo
que as de transmissão devem ser baseadas nas seguintes diretrizes:
a) assegurar arrecadação de recursos suficientes para cobertura dos custos dos
sistemas de transmissão; e
b) utilizar sinal locacional visando a assegurar maiores encargos para os agentes
que mais onerem o sistema de transmissão;"
5. A Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, reforça a competência da ANEEL para definição das
tarifas:
"Art. 9º Para todos os efeitos legais, a compra e venda de energia elétrica entre
concessionários ou autorizados, deve ser contratada separadamente do acesso e uso
dos sistemas de transmissão e distribuição.
Parágrafo único. Cabe à ANEEL regular as tarifas e estabelecer as condições gerais de
contratação do acesso e uso dos sistemas de transmissão e de distribuição de energia
elétrica por concessionário, permissionário e autorizado, bem como pelos
consumidores de que tratam os arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 1995."
6. O Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1.998, regulamenta a Lei nº 9.648/98, dando diretrizes
para a ANEEL:
"Art 7º A ANEEL estabelecerá as condições gerais do acesso aos sistemas de
transmissão e de distribuição, compreendendo o uso e a conexão, e regulará as tarifas
correspondentes, com vistas a:

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da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
I - assegurar tratamento não discriminatório a todos os usuários dos sistemas de
transmissão e de distribuição, ressalvado o disposto no § 1º do art. 26 da Lei nº 9.427,
de 1996, com a redação dada pelo art. 4º da Lei nº 9.648, de 1998;
II - assegurar a cobertura de custos compatíveis com custos-padrão;
III - estimular novos investimentos na expansão dos sistemas;
IV - induzir a utilização racional dos sistemas;
V- minimizar os custos de ampliação ou utilização dos sistemas elétricos."
7. 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.
8. A Resolução Normativa ANEEL – REN nº 67, de 8 de junho de 2004, estabelece os critérios
para a composição da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional e para cálculo das TUST.
9. A REN nº 267, de 5 de junho de 2007, definiu a sistemática de cálculo da TUST para os novos
empreendimentos de geração participantes de leilões de energia nova.
10. A REN nº 349, de 15 de janeiro de 2009, estabelece os critérios para o cálculo locacional
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSDg aplicáveis às centrais geradoras conectadas no
nível de tensão de 138 kV ou 88 kV.
11. A REN nº 442, de 26 de julho de 2011, regulamenta as disposições relativas às instalações
de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais de que tratam os §§ 6º e 7º
do art. 17 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, incluídos pela Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009,
e o art. 21 do Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010.
12. A REN nº 559, de 27 de junho de 2013, constituiu o procedimento de cálculo das TUST e
revogou o art. 16 e o anexo da Resolução nº 281, de 1999; o art. 9º da Resolução Normativa nº 399, de
2010; o § 2º do art. 18 e o § 3º do art. 22-A da Resolução Normativa nº 349, de 2009; a Resolução
Normativa nº 117, de 2004; a Resolução Normativa nº 267, de 2007 e a Resolução Normativa nº 523, de
2012.
13. A REN nº 666, de 23 de junho de 2015, regulamenta a contratação do uso do sistema de
transmissão em caráter permanente, flexível, temporário e de reserva de capacidade, as formas de
estabelecimento dos encargos correspondentes, bem como estabelece a forma de pagamento pelo uso
do sistema de transmissão por importadores e exportadores de energia elétrica.
14. A REN nº 722, de 31 de maio de 2016, estabelece em seu art. 11 que as unidades
consumidoras atualmente conectadas em nível de tensão igual ou superior a 230 kV (subgrupo A1) devem
distratar seus Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) e celebrar Contrato de Uso do Sistema
de Transmissão (CUST).
15. A REN nº 918, de 23 de fevereiro de 2022, revoga a REN nº 762, de 21 de fevereiro de 2017,
e define os procedimentos e critérios a serem utilizados no cálculo do custo de capital a ser adicionado à
Receita Anual Permitida de cada concessionária de transmissão abrangida pela Lei nº 12.783/2013, em

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
consonância com a Portaria do Ministério de Minas e Energia – MME nº 120, de 2016, e deu outras
providências.
16. A Resolução Autorizativa ANEEL – REA nº 10.991, de 30 de dezembro de 2021, estabelece
nos termos da Resolução Normativa ANEEL nº 1.017, de 2022, os valores dos orçamentos do Operador
Nacional do Sistema Elétrico – ONS para o período de 2022 a 2024, a preços de 1º de janeiro de 2022,
para utilização no cálculo dos encargos de uso do sistema de transmissão.
098/2022-SGT/ANEEL1,

17. Em 22 de março de 2022, foi encaminhado o Ofício nº solicitando
à Empresa de Pesquisa Energética – EPE informações para o cálculo da TUST do ciclo 2022-2023.
18. Em 7 de abril de 2022, a EPE encaminhou o Ofício nº 0273/2022/DEE/EPE2, em resposta ao
Ofício nº 98/2022-SGT/ANEEL, disponibilizando a base de dados no horizonte do Plano Decenal de Energia
Elétrica – PDE 2031, bem como o Plano de Expansão da Transmissão (PET)/Plano de Expansão de Longo
Prazo (PELP) emitido no 2º semestre de 2021.
19. Em 26 de abril de 2022, a CPFL Renováveis3 solicitou a regularização das TUST relativas ao
Complexo eólico denominado EOL Campo dos Ventos II, uma vez estar em desacordo com a Resolução
Homologatória nº 1.031/2010, relativa ao Leilão nº 005/2010 (LER), o qual sagrou-se vencedora com tarifa
pré-estabelecida ao certame.
20. Em 6 de maio de 2022, foi encaminhado ao ONS o ofício nº 154/2022-SGT/ANEEL4,
solicitando informações para estabelecimento das Receitas Anuais Permitidas – RAP e das Tarifas de Uso
do Sistema de Transmissão – TUST para o ciclo 2022-2023.
21. A Nota Técnica nº 69/2022-SGT/ANEEL5, de 6 de maio de 2022, instruiu a Tomada de
Subsídios – TS nº 007/2022, instaurada de 9 a 20 de maio 2022, para obter subsídios relativos à base de
dados preliminar para o cálculo das TUST/TUSDg do ciclo tarifário 2022-2023.
22. Em 13 de maio de 2022, a Elera Renováveis6, representante dos Complexos Eólicos
Renascença e Alto Sertão interpuseram requerimento para exclusão, quando da fixação do novo conjunto
de TUST estabilizadas de suas usinas, da componente financeira da RBSE na projeção da Receita Anual
Permitida – RAP – prospectiva. Esse pedido está em linha com o solicitado pela Energia Sustentável do
Brasil (ESBR)7 em 17 de maio de 2021.
23. Atendendo ao solicitado no Ofício nº 154/2022-SGT/ANEEL, o ONS encaminhou a carta
CTA-ONS DTA 1047/20228, em 10 de junho de 2022, com as informações solicitadas para o processo de
reajuste das RAP e de estabelecimento das TUST para o ciclo 2022-2023.
1 SIC 48581.000872/2022-00
2 SIC 48581.000542/2021-00
3
SIC 48513.011870/2022-00
4 Sic 48581.001419/2022-00
5
SIC 48581.001420/2022-00
6 SIC 48513.013483/2022-00
7 Sic 48513.013058/2021-00
8 SIC 48513.015911/2022-00

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da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
24. Em 17 de junho de 2022, foram celebrados os Contratos de Concessão nº 01/2022, nº
02/2022 e nº 03/2022, entre a ANEEL e as empresas CHESF, ELETRONORTE e FURNAS, respectivamente,
em regime de exploração como Produção Independente de Energia (PIE) para diversas usinas com acesso
ao SIN por meio da Rede Básica e do sistema de distribuição.
25. A Resolução Normativa nº 1.024, de 28 de junho de 2022, aprova os Submódulos 7.4, 9.4 e
10.5 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, e revoga as Resoluções Normativas nº 349, de
13 de janeiro de 2009 e nº 559, de 27 de junho de 2013.
26. O aplicativo Nodal versão 6.0 foi utilizado para o cálculo das TUST e TUSDg nos termos da
regulamentação vigente.
III – DA ANÁLISE
III.1 Composição da Rede Básica e da TUST – Resolução Normativa nº 67, de 2004
27. A TUST-RB, aplicável a todos os usuários do sistema de transmissão, destina-se a
remunerar as instalações pertencentes à Rede Básica, definidas pelo inciso I, art. 3° da REN n° 67, de 2004.
A TUST-FR, por sua vez, é aplicável apenas às concessionárias ou permissionárias de distribuição,
destinada a remunerar os transformadores de fronteira e as Demais Instalações de Transmissão – DIT
compartilhadas, segundo a classificação expressa no art. 3º, inciso II da mesma Resolução, além daquelas
dispostas no art. 4º, inciso III, apenas em caráter compartilhado.
28. A exceção à regra são as unidades consumidoras Alcoa – Poços de Caldas e Rima Industrial
S.A.. A primeira teve seu acesso excepcionalmente caracterizado como direto à Rede Básica pela
Resolução Autorizativa nº 501, de 4 de abril de 2006, apesar de se conectar a uma DIT compartilhada em
138 kV na subestação de FURNAS, em Poços de Caldas. Desta forma, este consumidor remunera os ativos
de fronteira de Rede Básica daquela subestação, por meio de TUST-FR correspondente.
29. O acesso da Rima Industrial S.A. também foi excepcionalmente caracterizado como direto
à Rede Básica pelo Despacho ANEEL nº 4.909, de 20 de dezembro de 2011, apesar de se conectar à DIT
138 kV da SE Montes Claros 2, de responsabilidade da Cemig-GT. Da mesma forma, este consumidor
remunera os ativos de fronteira de Rede Básica daquela subestação, mediante uma TUST-FR
correspondente. Os resultados dessas excepcionalidades podem ser identificados no Anexo III-A.
III.2 Procedimento de cálculo da TUST – Submódulo 9.4 do PRORET
30. Em 28 de junho de 2022, a REN nº 1.024 aprovou o Submódulo 9.4 em sua primeira versão,
estabelecendo os procedimentos de cálculo da TUST. De acordo com o normativo, a TUST será calculada
a partir da metodologia Nodal, considerando caso base de fluxo de potência em cenário regional, isto é,
balanço carga-geração por submercado do Sistema Interligado Nacional (SIN).
31. Além disso, as tarifas são publicadas por ponto de conexão para ambos os segmentos, carga
e geração, conforme Anexos I e III, respectivamente. De toda forma, dentre os relatórios do Programa
Nodal, o de extensão .TUH informa as TUST de cada central de geração considerada na arrecadação da
RAP do ciclo tarifário sob cálculo e o .NTC de cada distribuidora/permissionária.

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
32. Todas as TUST estabilizadas para o segmento geração homologadas nos termos das REN nº
267/2007 e 559/2013 estão mantidas até o término das respectivas validades, sendo publicadas
nominalmente conforme Anexo II.
33. Essas tarifas são atualizadas pelo Índice de Atualização da Transmissão – IAT, calculado pela
composição dos índices de reajustes dos contratos de transmissão associados às instalações da Rede
Básica em operação a cada ciclo tarifário, ponderados pelas receitas associadas a cada contrato. Além
disso, o IAT é utilizado para formação da envoltória tarifária, juntamente com o risco de expansão da
transmissão definido em 5%.
34. Assim, considerando que os índices de reajuste dos contratos de transmissão atualmente
são o IPCA9 e o IGP-M10, obtém-se o IAT conforme equação (1):
IATi = (IGP-Mj x CIGP-M i) + (IPCAj x CIPCA i) (1)
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).
35. Para o ciclo sob cálculo o IAT é 11,59%, composto pelo IGP-M e IPCA de acordo com a
Tabela 1:
Tabela 1: Composição do Índice de Atualização da Transmissão – 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%
9 IPCA – Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo
10 IGP-M – Índice Geral de Preços do Mercado

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
36. Ao fim desse prazo de estabilização, as centrais de geração passarão a ter suas TUST
controladas por ponto de conexão (Anexo I), mediante envoltória tarifária definida no item 5 do
Submódulo 9.4 do PRORET como regra geral para o segmento geração. Os procedimentos transitórios
para esses geradores estão dispostos no item 10.
37. As diferenças de encargos anuais apuradas a cada ciclo tarifário na aplicação da envoltória
tarifária e das TUST estabilizadas remanescentes, para mais ou para menos, em relação às tarifas
efetivamente obtidas para o mesmo ciclo mediante cálculo anual (Tarifa da Barra – TB), são contabilizadas
e atribuídas ao segmento consumo, com a finalidade de dirimir as incertezas associadas a parcela de custo
do sistema de transmissão inclusa no preço da energia elétrica ofertada pelo segmento geração.
38. A exceção à regra de controle tarifário do segmento geração são as centrais em regime
integral de cotas de garantia física, visto que os custos com os encargos de uso dos sistemas de
transmissão são custos não gerenciáveis, totalmente repassados aos valores das cotas de garantia física
de energia, cujas tarifas serão publicadas nominalmente conforme Anexo II.
39. Para o segmento consumo, a TUST é estabelecida 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
MUST contratado em cada horário, conforme item 6 do Submódulo 9.4 do PRORET.
III.3 Impactos do cálculo da TUSDg – Submódulo 7.4 do PRORET
40. O Submódulo 7.4 afeta o critério de rateio de custos entre os segmentos consumo e
geração vigente para a Rede Básica ao estabelecer em seu item 5.1.4 que o cálculo da TUST das centrais
geradoras deverá considerar a receita recuperada pela TUSDg-T (parcela relativa ao fluxo de exportação
para a rede básica) a ser arrecadada das centrais de geração em âmbito de distribuição para pagamento
de custos da Rede Básica. Para o ciclo sob cálculo, este valor está estimado em R$ 69.554.619,24, a preços
de junho de 2022.
41. Já o item 5.1.5 dispõe que o cálculo da TUST das centrais geradoras deverá considerar os
recursos provenientes da TUSDg-ONS (parcela relativa ao custeio do ONS). Para o ciclo sob cálculo, este
valor está estimado em R$ 64.456.743,13, a preços de junho de 2022.
42. Esses valores estão dispostos por distribuidoras/permissionárias conforme Anexo IV.
III.4 Tarifas de Importação/Exportação e de Interligações internacionais
43. A Lei nº 12.111, de 2009, dispôs, entre outros temas, sobre as instalações de transmissão
destinadas às interligações internacionais, alterando o art. 17 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.
Alterou também os incisos XVIII e XX do art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, atribuindo à
ANEEL a competência de "definir adicional de tarifas de uso específico das instalações de interligações
internacionais para exportação e importação de energia elétrica, visando à modicidade tarifária dos
usuários do sistema de transmissão ou distribuição."
44. As instalações de Garabi 1 e 2, autorizadas à ENEL CIEN, respectivamente por meio das
Resoluções ANEEL nº 129 e 130, ambas de 1998, foram equiparadas, para fins de efeitos técnicos e

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
comerciais, aos concessionários de serviços público de transmissão de energia elétrica conforme Portarias
MME nº 245/2020 e 211/2011.
45. O art. 17 da REN nº 666, de 2015, trata da contratação e da forma da cobrança do uso do
sistema de transmissão por importadores e exportadores de energia elétrica. Estas tarifas, TUSTIMP/EXP e
TUII estão apresentadas nas Tabelas 2 e 3, bem como nos Anexo V e V-A, respectivamente.
Tabela 2: TUSTIMP/EXP (Anexo V)
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% |
| 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 3: TUII (Anexo V-A)

| 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% |

46. As tarifas de importação/exportação dependem do efeito da TUST-RB e do fator "f", dado
pela relação entre a potência instalada e a garantia física do parque gerador em operação e utilizado na
conversão das tarifas por demanda (R$/MW) para tarifas por consumo (R$/MWh). Já a TUII depende do
fator "f" e das RAP das concessionárias equiparadas.
47. Verificou-se a necessidade de realizar o tratamento dos dados a serem utilizados no cálculo
desse fator, uma vez que a base de dados obtida por meio do Sistema de Informações de Geração da
ANEEL (SIGA), apresenta diversos dados de Potência Instalada Outorgada (PO) e Garantia Física (GF)
dissociados. Desse modo, para fins de cálculo desse fator, adotou-se apenas as usinas cuja informação de
Potência Outorga e Garantia Física estavam vinculadas, conforme dados disponíveis no SIGA em 1º de
junho de 2022.
48. Outro ponto importante verificado foi a expansão significativa das fontes renováveis
ocorrida recentemente, cujos fatores de carga são baixos, ou seja, a PO sobressai consideravelmente em
relação à GF, ocasionando o aumento do fator "f".
49. Ao realizar o cálculo considerando essa análise mais criteriosa, obteve-se o aumento de
54,2% desse fator, passando de 1,21 para 1,86, sendo o principal responsável pelos resultados, que estão
em consonância com a regulamentação aplicável e com os dados praticados. Portanto, a variação da tarifa

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
decorre principalmente do referido aumento do fator "f" e da atualização monetária incorrida no período
(IAT de 11,59%).
50. Cabe frisar que a interligação de Uruguaiana explorada pela CGT Eletrosul até o ciclo
2021/2022 não está sendo utilizada para essa finalidade, de modo que não será calculada TUII para ela.
III.5 Tarifas para a contratação em caráter temporário – TUST TEMP
51. 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.
52. A TUST associada à contratação em caráter temporário é calculada de acordo com o inciso
V do art. 14 da Resolução Normativa nº 666, de2015, e está disposta na Tabela 4, bem como no Anexo VI.
Tabela 4: TUST (Anexo VI)
TEMP
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.
53. A variação da TUSTTEMP justifica-se pelos mesmos motivos apresentados no item III.4.
III.6 Tarifa de Transporte de Itaipu
54. A Tarifa de Transporte de Itaipu, relativa às DIT de uso exclusivo (instalações dedicadas
àquela central geradora e não integrantes da Rede Básica), é calculada conforme procedimentos
estabelecidos no item 9 do Submódulo 9.4 do Proret, a partir do Encargo de Conexão devido à Furnas
para o ciclo sob cálculo e das Parcelas de Ajuste – PA referentes à previsão da Demanda Anual de potência
do ciclo anterior e às variações de RAP oriundas de revisão ou outros ajustes, consoante a Tabela 5.
Tabela 5: 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$) 21.228.963,29 -11.102.410,14 -152,3%
DEMANDA ANUAL
Encargo a ser arrecadado (R$) 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%

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de

55. A PADEMANDA recupera no ciclo seguinte as variações de potência decorrentes do
ANUAL
descasamento entre ano civil e ciclo tarifário. Com esses parâmetros, calcula-se a Tarifa de Transporte de
Itaipu, conforme a equação (2):
Encargo de Conexão2021−2022+Parcelas de Ajuste
Tarifa de Transporte de Itaipu = (2)
Demanda Anual
56. Dessa forma, a tarifa resultante de 11.738,71 R$/MW deverá ser paga diretamente à
Furnas pelos contratantes da energia da Itaipu Binacional proporcionalmente às suas cotas-parte. A
variação de 18,1% observada se deve ao reperfilamento do componente financeiro da "RPC" associado à
revisão homologada pela REH nº 2.848, de 2021, do Contrato de Concessão no 62/2001, celebrado com
Furnas e prorrogado nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.
III.7 Resolução Normativa nº 762, de 2017 (revogada pela REN nº 918/2021) – Regulamentação da
Portaria MME nº 120, de 2016
57. A fim de regulamentar o disposto na Portaria MME nº 120, de 2016, foi publicada a REN nº
762, de 21 de fevereiro de 2017, que definiu os procedimentos e critérios a serem utilizados no cálculo
do custo de capital a ser adicionado à Receita Anual Permitida de cada concessionária de transmissão
abrangida pela Lei nº 12.783, de 2013 e deu outras providências.
58. Em 10 de abril de 2017, a decisão liminar emitida no âmbito do Processo Judicial
nº 001055248.2017.4.01.3400/DF – 5ª Vara Federal – 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, prevista no art. 15, § 2º, da Lei nº 12.783, de 2013, devendo
incidir sobre o montante apenas a atualização."
59. Em cumprimento à decisão e considerando que esta aponta ilegalidade no § 3º do art. 1º
da Portaria MME nº 120, de 2016, tornou-se necessário suspender parte da Resolução Normativa nº 762,
de 2017, até análise do mérito da petição apresentada pela ABRACE, ABIVIDRO e ABRAFE. Tal normativo
trata da remuneração do custo de capital não incorporado desde 1º de janeiro de 2013 a 30 de junho de
2017, nos termos transcritos a seguir:
"Art. 2º O custo de capital das concessionárias de transmissão de energia elétrica,
composto por parcelas de remuneração e quota de reintegração regulatória, relativo à BRR
estabelecida no art. 1º, passará a compor as respectivas Receitas Anuais Permitidas – RAP,
a partir de 1º de julho de 2017, tendo dois componentes:
I – O custo de capital dos ativos com vida útil residual em 1º de julho de 2017, a ser recebido
pelo prazo remanescente da vida útil dos ativos; e
II – O custo de capital não incorporado desde 1º de janeiro de 2013 até 30 de junho de 2017,
a ser recebido no prazo de 8 ciclos tarifários, sendo que cada ciclo é compreendido entre 1º
de julho e 30 de junho do ano subsequente.
[...]

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
Art. 4º O cálculo do custo de capital referente ao item II do art. 2º será realizado, a cada
ciclo tarifário, considerando as premissas a seguir:
[...]
§ 3º O custo de capital de que trata o caput, calculado a cada ciclo tarifário, será
remunerado pela taxa referente ao custo de capital próprio, real, depois de impostos,
conforme Resolução Normativa nº 386/2009 e Submódulo 9.1 do PRORET, sendo igual a:
10,74% a.a. entre 1º de janeiro de 2013 e 30 de junho de 2013; e 10,44% a.a. entre 1º de
julho de 2013 e 30 de junho de 2017." (Grifo nosso)
60. Nessas circunstâncias, por meio do Despacho nº 1.779, de 20 de junho de 2017, a Diretoria
colegiada da ANEEL, para atender a decisão judicial do processo nº 001055248.2017.4.01.3400/DF – 5ª
Vara Federal, decidiu por: " (i) excetuar o disposto no §3º do art. 4º da Resolução Normativa nº 762, de
21 de fevereiro de 2017, como critério de cálculo da Receita Anual Permitida – RAP a ser homologada para
o ciclo tarifário 2018-2019, a vigorar entre 1º de julho de 2017 e 30 de junho de 2018, e para os ciclos
tarifários futuros enquanto vigorar a presente decisão judicial, e para os ciclos tarifários futuros enquanto
vigorar a presente decisão judicial; (ii) estender a todos os usuários do sistema de transmissão o mesmo
tratamento tarifário ora impetrado pelas autoras da ação judicial, em razão da impossibilidade material
de segregação das componentes tarifárias e da irreversibilidade dos efeitos provocados;... e (v) caso a
liminar permaneça vigente, considerar seus efeitos, na forma disposta nesta decisão, no processo de
homologação do reajuste anual das RAPs, das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Energia
Elétrica – TUSTs e da Tarifa de Transporte de Itaipu para o ciclo tarifário 2017-2018, para vigorar entre 1º
de julho de 2017 e 30 de junho de 2018".
61. A citada decisão vigorou durante os ciclos 2017-2018, 2018-2019 e 2019-2020, de modo
que as TUST foram calculadas a partir dos valores de receita homologados pela ANEEL, considerando os
ativos reversíveis ainda não amortizados previstos no art. 15º, § 2º, da Lei nº 12.783/2013, os critérios
estabelecidos pela Resolução Normativa nº 762, de 2017, além dos itens (i), (ii) e (v) do Despacho nº 1.779,
de 2017.
62. Contudo, essas liminares foram cassadas em sua maioria, e em cumprimento aos Pareceres
de Força Executória11 emanados pela Procuradoria Federal junto à ANEEL, a SGT operacionalizou a
reinclusão do parâmetro "ke" (custo de capital próprio) no processo de revisão12 periódica das receitas
11
SICs 48516.000790/2020, 48516.000798/2020, 48516.000799/2020, 48516.000804/2020, 48516.000846/2020,

48516.000851/2020, 48516.003929/2019, 48516.000796/2020, 48516.000803/2020, 48516.001238/2020,
48516.001278/2020, 48516.001438-2020-00 e 48516.001525-2020-00.
12 Processos de revisão das transmissoras prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.
Concessionária Contrato de Concessão Processo de Revisão (SIC)

| CEEE-GT | 055/2001 | 48500.000753/2019-29 |
| --- | --- | --- |
| CELG G&T | 063/2001 | 48500.000752/2019-84 |
| CEMIG-GT | 006/1997 | 48500.000751/2019-30 |
| CHESF | 061/2001 | 48500.000750/2019-95 |
| COPEL-GT | 060/2001 | 48500.000749/2019-61 |
| CTEEP | 059/2001 | 48500.000748/2019-16 |
| ELETRONORTE | 058/2001 | 48500.000747/2019-71 |
| ELETROSUL | 057/2001 | 48500.000746/2019-27 |
| FURNAS | 062/2001 | 48500.000745/2019-82 |

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
das transmissoras prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, considerando os efeitos financeiros,
inclusive.
63. Apenas para o consumidor livre denominado GV do Brasil Indústria e Comércio de Aço
Ltda., que acessa a Rede Básica, sua TUST será calculada sem os efeitos descritos, tendo em vista que a
decisão liminar deferida no âmbito da Ação 1006030-58.2017.4.01.3400 ainda continua vigorando,
conforme Anexo III-A. Outrora, será homologada também a TUST para o respectivo ponto de conexão,
sem os efeitos da liminar, condicionando sua aplicação à cassação da medida cautelar, conforme Anexo
III.
64. Cumpre destacar que, no âmbito da análise dos recursos interpostos contra as REH nº 2.706
a nº 2.717, de 2020, que homologaram a revisão periódica de 2018 das concessionárias prorrogadas, a
ANEEL homologou o reperfilamento do componente financeiro da "RBSE" por meio das REH nº 2.845 a
2.853, de 2021, cuja memória de cálculo pode ser acessada no site das Consulta Públicas nº 17 a 25/2020.
65. Sobre esse tema, o Consórcio CESTE (UHE Estreito) solicitou no âmbito da análise dos
pedidos de reconsideração da TUST do ciclo 2021/2022 contra a REH nº 2.896/2021, que culminou na REH
nº 2.958/2021, que a ANEEL proceda com o recálculo da tarifa de forma:
"(i) A refletir adequadamente o efeito ex tunc da cassação das liminares, apenas e tão
somente para os agentes que estavam protegidos pelos efeitos das decisões judiciais,
preservando a alocação original dos passivos relativos às indenizações do RBSE, de forma
que o CESTE reste a salvo de quaisquer de seus efeitos decorrentes.
(ii) A desonerar a UHE Estreito de quaisquer parcelas da RAP referente a ajustes dos ciclos
anteriores em que as tarifas estavam estabilizadas, de forma a manter o princípio da
blindagem tarifária frente às variações dos parâmetros de cálculo durante o período de
estabilização."
66. Em mesma linha, a Elera Renováveis13 e Jirau14 trazem o mesmo condão da argumentação
interposta pelo Consórcio Ceste:
Pedido Elera
74. Diante do exposto, as Requerentes pleiteiam que a ANEEL, no cálculo das novas TUSTs
estabilizadas das centrais geradoras que compõem os Complexos Eólicos Alto Sertão e
Renascença – tarifas de uso essas a serem aplicadas a partir de julho de 2022 –, considere
a RAP prospectiva:
(i) sem os valores da componente financeira da RBSE ou
(ii) subsidiariamente, sem os efeitos da reversão das decisões judiciais que, nos ciclos 20172018, 2018-2019 e 2019-2020, afastaram a incidência de parte dos valores lançados na
composição da RAP das concessionárias de transmissão que aderiram aos termos da
Medida Provisória n. 579/2012.
13 Sic 48513.013483/2022-00
14 Sic 48513.013058/2021-00

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
Pedido ESBR
"95. Se, de forma agregada, já é possível ver que a maior parte dos benefícios ficou com o
segmento consumo - alguns geradores tiveram os efeitos da redução considerados no
cálculo da TUST estabilizada - no caso da UHE Jirau, o benefício da redução foi inexistente,
como também foi inexistente para a usina o efeito da suspensão judicial que afetou o valor
do Financeiro da RBSE, aplicada, por decisão unilateral da ANEEL, a todos os usuários não
estabilizados independentemente de serem autores da suspensão.
96. Sob essa perspectiva, por razão de justiça alocativa e a fim de preservar a relação entre
devedores e pagantes do Financeiro da RBSE, impõe-se a exclusão desse Financeiro das
RAPs consideradas no horizonte decenal de recálculo da TUST da UHE Jirau a ser realizado
no ciclo 2022-2023."
67. A Nota Técnica nº 218/2021-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2021, concluiu que: (i) as
receitas vigentes devem ser consideradas indistintamente para todos os usuários conforme premissas
oriundas na REN nº 762/2017 e do Despacho nº 1.779/2017, uma vez que não se trata de indenizações
de ativos mas de retorno à base tarifária de instalações que passam a compor o custo do sistema de
transmissão, cuja variação deve ser suportada por todos os usuários, sem discriminação; (ii) conquanto,
para os geradores com TUST estabilizadas, os impactos decorrentes da PRT nº 120/2016 devem ocorrer
apenas na ocasião do recálculo tarifário.
68. Portanto, entende-se que o pleito das requerentes é análogo ao do Consórcio Ceste, cuja
decisão da Diretoria Colegiada da ANEEL foi pelo não provimento, conforme trecho transcrito do voto do
diretor relator:
"12. O Ceste requer que a Usina Hidrelétrica (UHE) Estreito não seja impactada pelos efeitos
passados das liminares judiciais relativas à Portaria (Prt) nº 120, de 20 de abril de 2016, do
4 de 12 Ministério de Minas e Energia.
13. Contudo, esse pleito do Ceste já foi devidamente analisado e decidido pela ANEEL para
os casos gerais. O voto condutor da Resolução Normativa (REN) nº 762/20175, que
regulamentou a incorporação à base tarifária dos custos relativos à Prt 120/2016, tratou
sobre esse tema no âmbito da Audiência Pública (AP) nº 68/2016, conforme transcrição a
seguir:
"46. Novamente, retoma-se a discussão de que a regulamentação da Portaria nº
120/2016 não se trata de indenização dos ativos não depreciados, ou seja, ao definir pelo
tratamento tarifário ordinário já regulamentado pela ANEEL, os referidos ativos passam a
compor o custo do sistema de transmissão, cuja variação deve ser suportada por todos
os usuários, sem discriminação.
47. No entanto, entendo que os geradores que possuem tarifas estabilizadas
somente devem perceber o impacto decorrente da Portaria nº 120/2016 a partir do
momento previsto para o recálculo das suas TUST, conforme definido nas Resoluções
Normativas nº 267/2007 e 559/2013. Ou seja, já era condição conhecida do segmento

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
geração que haveria recálculo de suas tarifas em determinado momento e isso não foi
alterado pela publicação da Portaria 120/2016. Neste contexto, cumpre destacar que o
princípio da estabilização tarifária é sinalizar, sob certas condições e por tempo definido, a
situação dos parâmetros de cálculo (receita, configuração da rede, parâmetros elétricos,
potências contratadas, etc)." (grifos nossos)
14. De forma adicional, no Despacho nº 1.779, de 20 de junho de 2017, a Diretoria da
ANEEL, de forma a atender a decisão judicial do processo nº 001055248.2017.4.01.3400/DF
– 5ª Vara Federal (ABRACE/ABIVIDRO/ABICLOR), decidiu por excetuar o disposto no § 3º do
art. 4º da Resolução Normativa nº 762, de 21 de fevereiro de 2017, enquanto vigorasse a
decisão judicial e estender para todos os usuários do sistema de transmissão o mesmo
tratamento tarifário impetrado pelas autoras da ação judicial, em razão da impossibilidade
material de segregação das componentes tarifárias e da irreversibilidade dos efeitos
provocados.
15. Após a reversão da decisão judicial, em cumprimento ao constante nos Pareceres de
Força Executória emitidos6 pela Procuradoria Federal junto a ANEEL, o parâmetro "ke"
associado ao componente financeiro, de que trata o § 3º do art. 4º da REN nº 762/2017, foi
incorporado
ao cálculo dos processos de revisão periódica de 2018 da RAP das
concessionárias de transmissão prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013, cuja
reversão dos efeitos provocados foi operacionalizada a partir do ciclo 2020-2021,
considerando todos os efeitos retroativos, inclusive. Cumpre destacar esse tema foi
discutido nas Consultas Públicas nº 17 a 25/2020.
16. Desta forma, concordo com a análise efetuada pela SGT de que as receitas vigentes
devem ser consideradas indistintamente para todos os usuários conforme fundamentos da
REN nº 762/2017 e do Despacho nº 1.779/2017, uma vez que não se trata de indenizações
de ativos, mas de retorno à base tarifária de instalações que passam a compor o custo do
sistema de transmissão, cuja variação deve ser suportada por todos os usuários, sem
discriminação. Especificamente, para os geradores com TUST estabilizadas, os impactos
decorrentes da Prt nº 120/2016 devem ocorrer apenas na ocasião do recálculo tarifário,
caso da UHE Estreito.
17. Por todo o exposto, o Pedido de Reconsideração do Ceste não deve ser provido."
69. Dessa forma, em função do citado precedente, os pedidos da Elera Renováveis e Jirau
(ESBR) não merecem ser acatados. De toda forma, cumpre destacar que a regulamentação vigente
(Submódulo 9.4 do Proret) aboliu a definição de TUST estabilizada calculada no horizonte do PDE, de
modo que a RAP prospectiva alegada pela Elera Renováveis e EBSR, regulamentada no item 8 do
Submódulo 9.4 do Proret, será utilizada somente em situação específica (parágrafo 37 da citada norma),
a qual não se conforma as requerentes.

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
III.8 Encargos setoriais: PROINFA e Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
70. A partir de julho de 2004, os encargos de uso do sistema de transmissão de consumidores
livres e de autoprodutores com unidades consumidoras com acesso à Rede Básica passou a considerar os
encargos setoriais do segmento consumo, CCC, CDE e PROINFA em sua composição, em conformidade
com o disposto no § 1º do art. 1º do Decreto nº 4.562, de 2002, no art. 3º da Lei nº 10.604, de 2002, e no
art. 13 da Lei nº 10.848, de 2004. A Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013, nos arts. 23 e 24, extinguiu a
cobrança do encargo setorial CCC, e consequentemente da TUST-CCC.
71. A TUST-PROINFA é definida para o ano civil em processo específico. Para 2022, o valor foi
estabelecido na REH nº 2.995, de 14 de dezembro de 2021.
72. Com a publicação da Lei nº 13.360, de 2016, novas mudanças foram introduzidas na CDE,
com efeitos a partir de 2017, relativamente à gestão financeira, a origem e destinação dos recursos e à
forma de rateio das quotas anuais entre os consumidores de energia elétrica. Assim, a TUST CDE passou
a ser definida para o ano civil em processo específico.
73. Para 2022, o valor foi estabelecido na REH nº 3.034 de 26 de abril de 2022.
III.9 Apuração de Parcelas decorrentes da Resolução Normativa ANEEL nº 666, de 2015
74. Em razão da aplicação das regras estabelecidas na REN nº 666, de 2015, no período de
junho de 2021 a maio de 2022, a apuração dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão – EUST
incorreram em parcelas que excederam a arrecadação incialmente estimada, conforme mostrado na
Tabela 6:
Tabela 6: Apuração de parcelas decorrentes da REN nº 666, de 2015.
Consumidores

Parcelas Distribuidoras Geradores Total (R$)
Livres
Parcela de Ineficiência por

26.155.532,18 0,00 0,00 26.155.532,18
Sobrecontratação - PIS
Parcela de Ineficiência por

32.671.157,54 32.563.566,04 7.414.798,60 72.649.522,17
Ultrapassagem - PIU

EUST Flexível 691.154,65 9.576.604,39 0,00 10.267.759,04
EUST Reserva de Capacidade 0,00 24.449.063,37 0,00 24.449.063,37
Adicional de EUST- ADCEUST

71.230.053,88 17.880.968,00 11.482.520,43 100.593.542,32
(tolerância)
Adicional de EUST devido a perda

0,00 0,00 608.910,00 608.910,00
do incentivo na TUST (R$)
Total (R$) 234.115.419,09

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
75. A partir do processo de estabelecimento das receitas anuais permitidas da transmissão15,
tais valores compõem a Parcela de Ajuste, permitindo sua reversão para a modicidade tarifária no ciclo
sob cálculo.
III.10 Parcela Variável – Resolução Normativa nº 906, de 2020 (Módulo 4 das Regras de Transmissão)
76. A Parcela Variável – PV, conforme dispõe o Módulo 4 das Regras de Transmissão, aprovado
pela REN nº 906, de 8 de dezembro de 2020, é o desconto na RAP das transmissoras em função da
indisponibilidade ou restrição operativa das instalações integrantes da Rede Básica sob sua
responsabilidade. Durante o período de junho de 2021 a maio de 2022 foi descontado da receita das
transmissoras o valor de R$ 500.762.679,74. Este valor foi apropriado para modicidade tarifária na
apuração mensal dos serviços e encargos de transmissão dos usuários do sistema de transmissão.
III.11 Passivos de Encargos de Uso do Sistema de Transmissão
77. Para o ciclo sob cálculo há passivos financeiros excepcionais a serem considerados,
conforme descritos a seguir, e dispostos no Anexo VIII.
Passivo 1 – Regularização da EOL Campo dos Ventos II16
Renováveis17

78. Em 26 de abril de 2022, a CPFL solicitou a regularização das TUST relativas ao
Complexo eólico denominado EOL Campo dos Ventos II, uma vez estar em desacordo com a Resolução
Homologatória nº 1.031/2010, relativa ao Leilão nº 005/2010 (LER), o qual sagrou-se vencedora com tarifa
pré-estabelecida ao certame.
15 SIC nº 48500.000395/2022-50
16 CEG Núcleo 030500-6
17 SIC 48513.011870/2022-00

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
79. Por ter sido informada a TUST por meio de Comunicado Relevante ao Edital nº 005/2010 e
não listada na REH nº 1.031/2010, houve falha operacional ao relacionar as usinas vencedoras do certame
com a respectiva tarifa estabelecida, de modo que o pedido merecer ser acatado. Dessa forma, a EOL
Campo dos Ventos II foi conformada como nova central de geração no ciclo 2013-2014 homologado pela
REH nº 1.625/2013, quando teve seu estabelecimento de TUST realizado nos termos do art. 5º da REN nº
559/2013, quando já havia tarifa estabelecida nos termos do art. 4º da mesma Norma na ocasião do Leilão
nº 005/2010.
80. 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. Desse modo, calculou-se o passivo financeiro retroativo conforme consta na
aba Passivo 1 da Planilha Auxiliar de Cálculo da TUST 202-2023, no valor de R$ 2.426.491,71, a preços de
junho de 2022, considerando o período compreendido entre os ciclos completos de 2017-2018 e 20212022, inclusive. Esse passivo deve ser incluso nas apurações mensais do ciclo 2022/2023, como débito da
central de geração.
"Art. 53. A Administração deve anular seus próprios atos, quando eivados de vício de
legalidade, e pode revogá-los por motivo de conveniência ou oportunidade, respeitados os
direitos adquiridos.
Art. 54. O direito da Administração de anular os atos administrativos de que decorram
efeitos favoráveis para os destinatários decai em cinco anos, contados da data em que
foram praticados, salvo comprovada má-fé."

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
81. Destaca-se que a validade da TUST estabelecida pela REH nº 1.031/2010 finda em
30/06/2022, de modo que no próximo ciclo (2022/2023), nova TUST será recalculada para essa central de
geração, normalizando a situação dela daqui para frente também.
Passivo 2 – Centrais de Geração abrangidas pela REN nº 1.021/2022
82. A REN nº 1.021, de 24 de maio de 2022, alterou o art. 8º da REN nº 559/2013, incluindo os
parágrafos 1º e 2º.
"Art. 8º Quando as centrais geradoras com TUST vigente tiverem uma nova TUST calculada,
nos dois primeiros ciclos tarifários do período com nova tarifa, as TUST serão estabelecidas
da seguinte forma:
§ 1º A partir do ciclo tarifário 2022/2023 o disposto no caput deste artigo não se aplica às
centrais de geração cuja TUST estabilizada tenha sido fixada nos termos da Resolução
Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007.
§ 2º 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 deste artigo 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"(NR)
83. Esses dispositivos foram mantidos nos procedimentos transitórios descritos no item 10 do
Submódulo 9.4 do PRORET, transcritos a seguir:
"10. PROCEDIMENTOS TRANSITÓRIOS
(...)
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:

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
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."
84. Dessa forma, a partir do ciclo 2022-2023 o mecanismo de transição não será aplicado às
centrais abrangidas pela REN nº 267/2007. Ademais, faz-se necessário processar o disposto no § 86,
calculando o passivo financeiro a ser descontado das centrais de geração conformadas nesse dispositivo.
A Tabela abaixo apresenta as centrais e os respectivos passivos financeiros, a preços de junho de 2022, a
serem creditados nas apurações mensais do ciclo 202-2023 pelo ONS, conforme consta na aba Passivo 2
da Planilha Auxiliar de Cálculo da TUST 2022-2023.
Tabela 7: Passivo financeiro decorrente do §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
UHE SANTO ANTONIO(RO) 029707-0 -

UTE GERAMAR I 029705-4 6.994.337,42
85. Cumpre destacar que no caso da central de geração UHE SANTO ANTONIO, não houve
pagamentos realizados em função do mecanismo de transição durante o ciclo 2021/2022 (ciclo de
recálculo da TUST), tendo em vista estar sob amparo do Agravo de Instrumento n.º 103015821.2021.4.01.0000.
Passivo 3 – Agravo de Instrumento n.º 1030158- 21.2021.4.01.0000 interposto pela SAESA
86. O Agravo de Instrumento nº 1030158-21.2021.4.01.0000 deferido à SAESA determina a
aplicação das TUST previstas no Anexo I da REH nº 2.896/2021, para as usinas UHE SANTO ANTONIO e
UHE SANTO ANTONIO(AMP) correspondentes a R$ 16,759/kW e R$ 14,662/kW, respectivamente,

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
desconsiderando a adoção do mecanismo de transição disposto no art. 8 da REN nº 559/2013 até a
decisão definitiva da ANEEL acerca do Requerimento Administrativo nº 48513.019374/2020-00.
87. O processo decorrente do citado requerimento foi dado como extinto por perda do objeto,
uma vez que a decisão no caso geral foi conferida pela REN nº 1.021/2022, como resultado na Consulta
Pública nº 67/2021.
88. Face ao exposto, no âmbito da análise dos recursos contra a REH nº 2.896/2021 que
homologou as TUST do ciclo 2021/2022, as tarifas das usinas UHE SANTO ANTONIO e UHE SANTO
ANTONIO(AMP) foram alteradas para 17,116 R$/kW e 12,219 R$/kW, respectivamente, ambas a preços
de junho de 2021, conforme REH nº 2.958/2021.
89. Dessa forma, a SGT encaminhou à Procuradoria Federal junto à ANEEL o Memorando nº
124/2022-SGT/ANEEL18, de 31 de maio de 2022, solicitando esclarecimentos acerca das providências
cabíveis para que a ANEEL possa aplicar o regramento associado, uma vez que o Agravo proferido surtiria
efeito enquanto não houvesse decisão definitiva da ANEEL, o que veio a ocorrer conforme relatado.
90. Em resposta, a Procuradoria emitiu o DESPACHO n. 00442/2022/PFANEEL/PGF/AGU, de 14
de junho de 2022, aprovando a NOTA n. 00030/2022/PFANEEL/PGF/AGU, de 13 de junho de 2022, a qual
conclui que:
"Diante disso, independentemente das providências no processo judicial que serão
adotadas pela PFANEEL para requerer a extinção do processo em razão da perda
superveniente de objeto, não subsiste óbice judicial à ANEEL, que pode, portanto, adotar
todas as providências necessárias ao cumprimento integral da REN n.º 1021/2022,
inclusive relacionadas à SAESA, tendo em vista que a eficácia da decisão judicial exauriuse com o julgamento do requerimento administrativo n.º 48513.019374/2020-00."
91. Nesse sentido, procede-se o cálculo do ajuste financeiro decorrente das TUST homologadas
pela REH nº 2.958/2022, perfazendo os valores de R$ 14.911.623,29 para a UHE SANTO ANTONIO e R$
3.049.906,82, para a UHE SANTO ANTONIO(AMP), a preços de junho de 2022, a serem inclusos como
débito nas apurações mensais do ciclo 2022/2023 pelo ONS, conforme consta na aba Passivo 3 da Planilha
Auxiliar de Cálculo da TUST 2022-2023.
III.12 Cálculo da Receita Anual Permitida do ciclo sob cálculo
92. A Receita Anual Permitida – RAP para o ciclo sob cálculo encontra-se detalhada no Processo
nº 48500.000395/2022-50. São consideradas as instalações de transmissão autorizadas pela ANEEL, bem
como as obras resultantes de processos licitatórios previstos para entrar em operação até 30 de junho de
2023.
18 Sic 48581.001560/2022-00

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
93. O déficit ou superávit de arrecadação do período anterior é compensado neste período
pela Parcela de Ajuste – PA arrecadada tanto por meio de TUST-RB (Rede Básica) como pela TUST-FR
(Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de Transmissão – DIT Compartilhadas por Distribuidoras).
94. Ressalta-se que para o cálculo das tarifas foram consideradas informações constantes no
Sistema de Gestão da Transmissão – SIGET em 30 de junho de 2022.
95. A arrecadação dos recursos para pagamento às concessionárias de transmissão no ciclo sob
cálculo será realizada pelos usuários da Rede Básica: centrais de geração, concessionárias e
permissionárias de distribuição, autoprodutores, unidades consumidoras e importadores/exportadores
de energia elétrica que acessam o sistema de transmissão.
III.12.1 Da RAP a ser arrecadada por TUST-RB
96. Para o cálculo da TUST-RB é necessário estabelecer o valor da receita de Rede Básica para
o ciclo sob cálculo. Este valor servirá de base para o cálculo da TUST do segmento consumo e como
parâmetro inicial para prospecção das RAP do segmento geração. As Tabelas 8 e 9 apresentam os valores
e cálculos efetuados para a obtenção da receita de Rede Básica.
Tabela 8: Parâmetros de arrecadação das Receitas Anuais Permitidas (RAP) associados aos contratos de
concessão de transmissão
Efeito %
Ciclo 2021-2022 Ciclo 2022-2023 Variação %
Rede Básica [C=(B-A)
[C=B/A-1]
[A] [B]
/Total(A)]
I - Parcela da RAP referente às instalações de
16.041.434.620,34 20.807.113.305,87
29,7% 16,8%
transmissão Licitadas - RBL
II - Parcela da RAP referente às instalações de

transmissão existentes, integrantes da Rede Básica 8.181.703.205,98 9.794.570.954,09 19,7% 5,7%
(Resoluções nº 166 e nº 167, de 2000) - RBSE
III - Parcela da RAP correspondente às novas
instalações autorizadas, integrantes da Rede básica e

1.599.657.048,87 1.949.906.879,81 21,9% 1,2%
com receitas estabelecidas por resolução específica
após publicação da Resolução nº 167, de 2000 - RBNI
IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias nas

111.122.280,75 153.478.765,87 38,1% 0,1%
instalações de transm. (REN nº 443, de 2011) - RMEL

V - Interligações Internacionais 362.738.707,65 395.877.756,24 9,1% 0,1%
VI - Previsão de receita pro rata tempore para novas

2.794.363.818,42 1.555.076.944,97 -44,3% -4,4%
instalações de transmissão no ciclo
VII - Glosa Previsão de receita pro rata tempore para

-1.276.582.859,85 -167.756.769,91 86,9% 3,9%
novas instalações de transmissão no ciclo

VIII - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. 35.067.295,27 114.063.381,93 225,3% 0,3%
IX - PA Apuração -584.932.587,15 -1.033.349.268,66 -76,7% -1,6%
X - PA PIS/COFINS
- 0,0%

XI - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 17.652.850,06 65.060.590,44 268,6% 0,2%

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
Efeito %
Ciclo 2021-2022 Ciclo 2022-2023 Variação %
Rede Básica [C=(B-A)

[A] [B] [C=B/A-1]
/Total(A)]

XII - Financeiro Melhorias (Anuidade de melhorias) 173.807.518,33 195.573.997,93 12,5% 0,1%
XIII - PA Melhoria 0,00 0,00 - 0,0%
XIV - PA Revisão - Parcela de ajuste relativa a revisão

204.719.662,29 207.020.732,37 1,1% 0,0%
periódica.
XV - Previsão de receita anual permitida a ser utilizada

no estabelecimento das tarifas nodais de uso do 27.660.751.560,97 34.036.637.270,95 23,05% 22,50%
sistema de transmissão - TUST-RB
97. Os fatores que mais contribuem para esse resultado são:
i. Novas instalações: instalações que entraram em operação comercial no decorrer do ciclo
anterior considerando a RAP pro rata tempore e que para o ciclo sob cálculo entrarão com
a RAP integral (16,8%).
ii. Revisão Periódica da RAP – RPR de 2018 (retroativa): resultado final 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.
98. Com relação às instalações que entraram em operação comercial no decorrer do ciclo
anterior considerando a RAP pro rata tempore e que, para o ciclo sob cálculo, entrarão com a RAP integral,
não se vislumbra providências a serem tomadas, já que, de acordo com o contrato de concessão, o direito
à RAP deve ser respeitado. Ademais, as revisões das transmissoras prorrogadas cumpriram o determinado
ANEEL19,
nas decisões da e nos regulamentos atinentes.
99. Contudo, para as obras previstas para o ciclo sob cálculo, entende-se que as datas de
entrada em operação de obras informadas pelos agentes para o ciclo tarifário podem ser aprimoradas no
sentido de serem mais assertivas e, assim, minimizar o excesso de arrecadação e consequente geração de
saldos positivos na PA Apuração. Cumpre destacar que, a sobra de receita ao longo dos ciclos é recorrente,
normalmente na faixa entre 500 e 700 milhões a cada ciclo. Dentre as causas desse superávit estão o
atraso de obras, a aplicação da Parcela Variável e as variações de mercado (entrada de novos usuários e
aumentos de MUST).
100. Ademais, destaca-se o momento de recuperação sócio-econômica causado pela pandemia
de COVID-19, o que motiva aprimorar os critérios de análise para que não haja onerosidade aos usuários
do sistema de transmissão em momento não propício.
101. Com relação ao atraso de obras previstas, o efeito financeiro é um adiantamento de receita
a todas as transmissoras, mesmo para aquelas que não tenham obras, uma vez que a arrecadação se dá
19 REHs nº 2.846/2021. 2.847/2021, 2.848/2021, 2.849/2021, 2.851/2021, 2.852/2021 2.960/2021, 2.935/2021 e 3.011/2022.

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
de forma a liquidar mensalmente toda a apuração advinda da aplicação da TUST pelos MUST contratados
pelos usuários. Dessa forma, caso as obras não entrem, as transmissoras recebem a mais e devolvem na
forma de Parcela de Ajuste – PA no ciclo subsequente, atualizado pelo respectivo índice do contrato de
concessão. Entende-se que esse mecanismo precisa ser otimizado, a fim de manter os custos do sistema
equilibrados, sem onerar os usuários do sistema desnecessariamente. Neste contexto, de acordo com as
informações geradas pelo SIGET a partir das declarações dos agentes transmissores, prevê-se cerca de R$
2,8 bilhões em novas instalações de Rede Básica durante o ciclo sob cálculo.
102. Desse modo, verificou-se que no ciclo 2020-2021 (previsão SIGET de R$ 1,8520 bilhões), foi
efetuada a glosa de cerca de R$ 500 milhões, o que representava 27,1% das receitas estimadas pelo SIGET.
Esse valor foi obtido a partir das datas projetadas pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de
Eletricidade – SFE, em que se calculou a diferença de RAP pro-rata tempore em relação às datas declaradas
pelos agentes por meio do SIGET. Contudo, ao comparar a RAP realizada com a prevista, constatou-se que
a glosa que aproximaria a previsão da realização seria de 45,7%. Dessa forma, a glosa que minimizaria a
formação de PA positiva seria de R$ 844 milhões.
103. Contudo ao se avaliar o ciclo 2019-2020 (previsão SIGET de R$ 2,321 bilhões), depara-se
com uma situação especial, em que apenas duas obras das transmissoras XRTE (54%) e ARGO (21%)
representavam cerca de 75% da previsão do SIGET. Neste caso, entende-se que a aplicação de percentuais
de realização de forma generalizada incorreria em alto de risco de déficit, de modo que antes de se avaliar
qualquer critério, faz-se necessário analisar a participação de cada obra sobre a previsão total. Neste caso,
considerou-se a utilização das datas SFE, que apesar do superávit gerado em cerca de R$ 532 milhões, o
risco de déficit justifica a medida adotada.
104. No caso, das obras previstas no ciclo anterior, a proporção das obras era bem diluída e
variava entre 0 e 9%, de modo que possibilitaria a adoção de critério universal. Ademais, efetuou-se outra
análise, considerando os cronogramas de realização do desenvolvimento físico dos empreendimentos
informados pela SFE em junho de 2021 e concluídos dentro do ciclo anterior. Verificou-se que, os
percentuais de desenvolvimento físico que concluíram as obras dentro do ciclo apresentavam estágio
médio de 82%.
105. Para o ciclo sob cálculo, primeiramente avaliou-se a participação das obras previstas, que
resultou entre 0 e 12%. Aplicando-se o critério de utilização dos cronogramas com desenvolvimento físico
em estágio maior ou igual a 82%, a glosa para o ciclo sob cálculo deve ser de R$ 97 milhões. Caso, seja
considerada a aplicação do percentual de realização que minimiza o efeito do ciclo anterior (10,8%), a
glosa deve ser de R$ 168 milhões. Ambos os procedimentos levam a resultados prospectivos distintos, de
modo que se propõe a manutenção do critério anterior, qual seja, a aplicação do percentual de realização
que minimiza o efeito do ciclo anterior.
106. Portanto, visando otimizar os recursos a serem aplicados às TUST-RB, propõe-se a aplicação
do percentual de glosa de 10,8% sobre a previsão estimada pelo SIGET, e que no ciclo subsequente essa
20 Referência: junho/2020
21 Referência: junho/2019

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
mesma análise seja realizada, de modo a induzir a racionalização dos agentes de transmissão nas
declarações de previsões de obras no SIGET e mitigar o risco de geração de superávits vultuosos.
107. Além da RAP das transmissoras previstas para o ciclo, a receita a ser arrecadada por meio
de TUST considera também a parcela do orçamento do ONS arrecadada por meio de encargos de uso e
eventuais passivos financeiros ocorridos por determinações da diretoria da ANEEL ao longo do ciclo.
108. O valor a ser considerado para arrecadação do Orçamento do ONS deve ser a metade do
total aprovado para os anos de 2022 e 2023 conforme Resolução Autorizativa ANEEL – REA nº 10.991, de
30 de dezembro de 2021, atualizados a preços de junho de 2022 pelo IPCA.
109. A Tabela 9 detalha os recursos adicionais provisionados para o ciclo sob cálculo.
Tabela 9: Despesas e Recursos adicionais não classificados como Receitas Anuais Permitidas
Efeito %
Ciclo 2021-2022 Ciclo 2022-2023
Variação %
Parâmetros [C=(B-A)

[A] [B] [C=B/A-1]
/Total(A)]
XV - Previsão de receita anual permitida a ser utilizada

no estabelecimento das tarifas nodais de uso do 27.660.751.560,97 34.036.637.270,95 23,1% 22,5%
sistema de transmissão - TUST-RB

XVI - Orçamento do ONS atualizado: 672.557.720,73 803.440.407,30 19,5% 0,5%
XVII - Passivos 0,00 38.712.750,30 - 0,1%
XVIII - Previsão de total de arrecadação a ser
utilizada no estabelecimento das Tarifas de Uso do 28.333.309.281,69 34.878.790.428,55
23,1% 23,1%
Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-RB
110. O valor previsto para arrecadação do ciclo sob cálculo será utilizado como parâmetro inicial
de cálculo da RAP prospectiva para os geradores, desconsiderando efeitos financeiros imprevisíveis, tais
como algumas componentes da Parcela de Ajuste.
111. Este valor deve ser dividido, entre os segmentos carga e geração, considerando como
critério de partida o rateio em 50% para cada segmento. Contudo, o rateio é alterado pelo:
i. repasse para o segmento consumo das diferenças oriundas das tarifas estabilizadas (REN nº
267/2007, 349/2009 e 559/2013) e controladas (item 5 do Submódulo 9.4 do Proret), em
atendimento ao disposto no parágrafo 45 Submódulo 9.4 do Proret;
ii. repasse para o segmento consumo a correção de déficits de arrecadação de centrais geradoras
que motorizam ao longo do ciclo (MUST Parcial);
iii. repasse para o segmento consumo da correção de déficits de arrecadação de centrais
geradoras que entram ao longo do ciclo (EUST Parcial);
iv. recuperação de parte da receita pelo encargo arrecadado pelas distribuidoras associado aos
componentes tarifários TUSDg-T e TUSDg-ONS, nos termos do Submódulo 7.4 do Proret; e
v. efeito da transição de centrais de geração dispostos no parágrafo 83 do Submódulo 9.4 do
Proret.

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
112. A Tabela 10 mostra o rateio dos encargos de uso do sistema de transmissão, considerando
os citados mecanismos de ajuste.
Tabela 10: Rateio dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão
Composição
PARÂMETROS Ciclo 2022-2023
%

I - Receitas inicial do Segmento Geração (50%) 17.439.395.214,28 50,00%
II - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária
-64.456.743,13 -0,18%
TUSDg-ONS
III - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária
-69.554.619,24 -0,20%
TUSDg-T

IV - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007 256.674.381,00 0,74%
V - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013 (Leilão) 122.761.695,00 0,35%
VI - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013 (Ciclo) 94.003.388,00 0,27%
VII - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo §3º do art. 20-A da REN 349/2009
-147.874.213,00 -0,42%
(Leilão)
VIII - MUST Parcial - Parcela referente a diferença entre o MUST contratado e o
0,00 0,00%
MUST equivalente utilizado para fins de arrecadação
XI - EUST Parcial - Parcela referente à arrecadação de centrais de geração com
-569.923.920,00 -1,63%
entrada em operação ao longo do ciclo
X - Parcela referente à transição disposta no parágrafo 84 do Submódulo 9.4 do
-77.819.945,00 -0,22%
Proret
XI - Parcela referente à envoltória tarifária disposta na seção 5 do Submódulo 9.4
0,00 0,00%
do Proret

| XII - TOTAL Segmento Geração: | 16.983.205.237,91 | 48,69% |
| --- | --- | --- |
| XIII - Receita inicial Segmento Consumo (50%) | 17.439.395.214,28 | 50,00% |
| XIV - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007 | -256.674.381,00 | -0,74% |
| XV - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013 (Leilão) | -122.761.695,00 | -0,35% |
| XVI - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013 (Ciclo) | -94.003.388,00 | -0,27% |

XVII - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo §3º do art. 20-A da REN 349/2009
147.874.213,00 0,42%
(Leilão)
XVII - MUST Parcial - Parcela referente à diferença entre o MUST máximo

contratado para o ciclo tarifário e o MUST equivalente utilizado para fins de 0,00 0,00%
arrecadação
XIX - EUST Parcial- Parcela referente a arrecadação de centrais de geração com
569.923.920,00 1,63%
entrada em operação ao longo do ciclo
XX - Parcela referente à transição disposta no parágrafo 83 do Submódulo 9.4 do
77.819.945,00 0,22%
Proret
XXI - Parcela referente à envoltória tarifária disposta na seção 5 do Submódulo 9.4
0,00 0,00%
do Proret

XXII- TOTAL Segmento Consumo: 17.761.573.828,28 50,92%
XXIII - Previsão de Encargos Geração e Consumo TUST-RB: (XII + XXII) 34.744.779.066,18 99,62%
XXIV - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária
64.456.743,13 0,18%
TUSDg-ONS

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
Composição
PARÂMETROS Ciclo 2022-2023
%
XXV - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária
69.554.619,24 0,20%
TUSDg-T

XXVI - Previsão Total de Receitas: [XXIII+XXIV+XXV] 34.878.790.428,55 100%
Evolução da alocação da receita
113. A Figura 1 apresenta o rateio da RAP a ser arrecadada por meio de TUST-RB entre os ciclos
2013-2014 e 2022-2023. Entre os ciclos 2013-2014 e 2016-2017, as variações decorreram dos fatores
ordinários do processo tarifário de transmissão como: reajuste/revisão da RAP das transmissoras,
variações de mercado e estabilização do segmento geração.
114. Para o ciclo 2017-2018, os efeitos da Portaria MME nº 120/2016 foram alocados
majoritariamente ao segmento consumo, de modo que a repartição da receita entre os dois segmentos
retornou ao equilíbrio.
115. Para o ciclo 2018-2019, a maior parte da redução de RAP ocasionada pela revisão provisória
das instalações classificadas como "RBSE" foi alocada ao segmento consumo, pois a maioria do segmento
geração (80%) tem tarifa estabilizada, nos termos da REN nº 559/2013, reduzindo sua participação para
45,66% no rateio da TUST-RB, e se mantendo nesse patamar no ciclo 2019-2020.
116. Para o Ciclo 2020-2021, a participação entre os segmentos consumo e geração no rateio da
RAP se inverteu em decorrência do aumento da RAP e do segmento geração estar com seu custo
estabilizado. Com as medidas de desoneração tarifária promovidas pela ANEEL, dentre elas, o
reperfilamento do componente financeiro da "RBSE", a RAP-RB praticamente se manteve no patamar,
conforme pode ser visto na Figura 1:

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
Rateio da RAP
120,00% R$40,00
Bilhões
Geração Carga
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% R$25,00
53,15% 50,92%
60,00% R$20,00
R$15,00
40,00%
69,66% 67,26% 70,97%
R$10,00
49,91% 54,34% 53,84% 52,58% 49,08%
57,24% 46,85%
20,00%
R$5,00
0,00% R$0,00
2013-20142014-20152015-20162016-20172017-20182018-20192019-20202020-20212021-20222022-2023
Figura 1 – Rateio da RAP arrecadada via TUST-RB entre segmento consumo e geração.
117. A Figura 2 apresenta a evolução da contratação de MUST de carga e geração ao longo dos
ciclos. Percebe-se que a contratação de geração aumentou consideravelmente desde o ciclo 2013-2014
(cerca de 61 GW), o que não ocorreu com o segmento consumo, cuja contratação apresentou aumentos
menos expressivos nesse período (cerca de 22 GW na ponta e 25 GW na fora ponta).

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de

Carga Ponta Carga Fora Ponta Geração
180
GW
156
160
142
135
140 128 130
122
120 114 115
108 107

105 103 105 106
101 98 99 101
95 97 96 97 98
100 93 91 92 92
89 88
85
80
60
40
20
0
2013-2014 2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 2019-2020 2020-2021 2021-2022 2022-2023
Figura 2 – Variação do MUST (GW) de Geração e Carga (ponta e fora ponta).
118. A Figura 3 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 TUSTRB média do segmento consumo aumentou 11,67% e do segmento geração reduziu 6,13%.
119. No caso do segmento geração, essa redução se deve ao aumento do número de entrantes
9,7%) agregando novos pagadores à base de arrecadação. De toda forma, esse movimento será percebido
pelos novos entrantes e pelos geradores em recálculo e em regime integral de cotas de garantia física,
tendo em vista que os demais geradores possuem tarifas estabilizadas. Para o segmento consumo,
também houve aumento de pagantes (6,1%), embora não na mesma proporção do segmento geração,
além do fato de assumir o risco pelo controle tarifário do segmento geração, conforme preconizado no
parágrafo 45 do Submódulo 9.4 do Proret, o que explica o aumento verificado. Todavia, destaca-se que o
aumento da carga equivale à inflação do período (11,59% medida pelo IAT) apesar da receita da Rede
Básica ter avançado em 23,1%.

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
Consumo Geração
18,00
15,32
16,00
13,37
14,00
12,13
11,97
12,00 10,63
10,07
9,47 9,60

9,42 9,05 9,00 9,30 9,13
10,00
8,18
10,23
6,87 9,72
8,00
6,00 4,90
4,48 4,41
4,00
2,00
0,00
Figura 3 – Evolução da TUST-RB média (R$/kW).
120. A Figura 4 apresenta a sinalização locacional do ciclo sob cálculo, obtida a partir do arquivo
2022-2023.NOS, que publica as tarifas por ponto de conexão da Rede Básica. Vê-se que a sinalização
locacional é pouco evidente na maior parte do país, mostrando que as tarifas estão muito próximas de
um valor médio. Esse tema está sendo abordado no Relatório de Análise de Impacto Regulatório (AIR) nº
02/2022-SGT/ANEEL22, no âmbito da 3ª Fase da Consulta Pública nº 39/2021 referente ao aprimoramento
da regulamentação da TUST/TUSDg.
Figura 4 – Sinal Locacional do segmento geração e do segmento consumo no horário de ponta.
121. Importante destacar o piso tarifário para carga e geração, trazido pelo parágrafo 22 do
Submódulo 9.4 do Proret, obtido a partir de 50% da Tarifa Equivalente Uniforme (TEU) de cada segmento.
22 Sic 48581.000952/2021-00

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
A TEU representa o rateio dos custos da Rede Básica igualmente entre todos os usuários de cada
segmento, caso não houvesse a sinalização locacional. Dessa forma, os usuários bem localizados na rede
elétrica pagam metade da tarifa uniforme. No caso da geração, a TEUg é de 9,298 R$/kW, o que produz o
piso de 4,649 R$/kW, conforme pode ser visto no mapa de calor acima. E no caso da carga, a TEUc é de
6,563 em ambos os horários de ponta e fora de ponta, o que perfaz o piso de 3,281 R$/kW.
III.12.2 Da RAP a ser arrecadada por TUST-FR
122. A TUST-FR é aplicada às distribuidoras e considera as parcelas da RAP associadas aos
transformadores e conexões com tensão primária igual ou superior a 230 kV e as instalações classificadas
como 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. Este valor de RAP é rateado na proporção dos MUST
contratados em cada ponto de conexão, pela respectiva distribuidora, nos postos tarifários de ponta e
fora de ponta, conforme parágrafo 44 do Submódulo 9.4 do Proret.
123. Quando a contratação de MUST for igual a zero em pontos de conexão de fronteira pelas
distribuidoras, deverá ser cobrado diretamente encargo de uso, conforme disposto no § 6º do art. 5º da
REN nº 67, de 2004, considerando os valores aprovados de RAP e Parcela de Ajuste constantes do Processo
de reajuste da RAP.
124. As parcelas de ajuste de fronteira referentes à "PA - Apuração" e "PA - Outros Ajustes" são
consideradas juntamente com a RAP para o cálculo da TUST-FR.
125. A Tabela 11 apresenta os valores para cálculo da TUST-FR, informando os valores totais
referentes aos transformadores de fronteira e as DIT de uso compartilhado.
Tabela 11: Valores para cálculo da TUST-FR
Efeito %
Ciclo 2021-2022 Ciclo 2022-2023 Variação %
Rede Básica de Fronteira [C=(B-A)

[A] [B] [C=B/A-1]
/Total(A)]
I - Parcela da RAP referente às instalações de transmissão

593.377.096,92 799.947.451,15 34,8% 5,7%
Licitadas - RBL
II - Parcela da RAP referente às instalações de transmissão

existentes, integrantes da Rede Básica (Resoluções nº 166 1.414.749.742,38 1.609.502.203,55 13,8% 5,4%
e nº 167, de 2000) - RBSE
III - Parcela da RAP correspondente às novas instalações

autorizadas, integrantes da Rede básica e com receitas 728.515.192,92 903.370.019,41 24,0% 4,9%
estabelecidas por resolução específica - RBNI
IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias nas

59.329.265,32 71.802.165,89 21,0% 0,3%
instalações de transmissão (REN nº 443, de 2011) - RMEL
V - Previsão de receita para novas instalações de

242.720.852,65 208.591.261,51 -14,1% -0,9%
transmissão no ciclo

VI - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. -20.797.481,65 -17.733.444,29 14,7% 0,1%
VII - PA Apuração -116.286.270,75 -220.635.148,38 -89,7% -2,9%
VIII - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS 0,00 0,00 - 0,0%
IX - PA REVISÃO - Parcela de ajuste relativa a revisão

163.913.428,71 198.209.096,86 20,9% 1,0%
periódica.

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de

X - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 2.398.089,17 5.031.966,44 109,8% 0,1%
XI - PA Melhoria 0,00 0,00 - 0,0%
XII - Financeiro Melhorias (Anuidade de melhorias) 0,00 0,00 - 0,0%
XIII - Previsão de receita de Rede Básica de fronteira a

ser utilizada no estabelecimento das tarifas de uso do 3.067.919.915,67 3.558.085.572,14 16,0% 13,6%
sistema de transmissão de fronteira - TUST-FR
Ciclo 2021-2022 Ciclo 2022-2023 Efeito %
Variação %
DIT Compartilhadas [C=(B-A)

[A] [B] [C=B/A-1]
/Total(A)]
XIV - Parcela da RAP referente às demais instalações de
transmissão e às instalações de conexão, incluindo as

170.223.547,89 199.690.624,10 17,3% 0,8%
instalações implantadas conforme Resolução 489/2002, a
ser concatenada na data de reajuste tarifário - RCDM
XV - Parcela da RAP referente às demais instalações de
transmissão e às instalações de conexão, incluindo as

330.168.889,61 519.281.312,10 57,3% 5,3%
instalações implantadas sob a luz da Resolução 489/2002,
a ser concatenada na data de reajuste tarifário - RPC
XVI - Parcela da RAP referente às instalações de

10.626.712,49 20.493.551,85 92,8% 0,3%
transmissão Licitadas - RPEC
XVII - Parcela da RAP correspondente às melhorias nas

5.943.018,01 6.633.127,61 11,6% 0,0%
instalações de transmissão (REN nº 443, de 2011) - RMEL
XVIII - Previsão de receita para novas instalações de

7.766.845,16 30.753.945,24 296,0% 0,6%
transmissão no ciclo

XIX - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. -217.929,81 2.534.297,11 1262,9% 0,1%
XX - PA Apuração -24.527.002,81 93.507.497,76 481,2% 3,3%
XXI - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS 0,00 0,00
- 0,0%

XXII - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 159.783,95 1.552.055,63 871,3% 0,0%
XXIII - PA Qualidade DIT 0,00 0,00 - 0,0%
XXIV - PA REVISÃO - Parcela de ajuste relativa a revisão

33.086.103,07 35.849.152,75 8,4% 0,1%
periódica.

XXV - PA Melhoria 0,00 0,00 - 0,0%
XXVI - Financeiro Melhorias (Anuidade de melhorias) 0,00 0,00 - 0,0%
XXVII - Previsão de receita de DIT Compartilhada a ser

utilizada no estabelecimento das tarifas de uso do 533.229.967,56 910.295.564,15 70,7% 10,5%
sistema na transmissão de fronteira - TUST FR

Total para cálculo da TUST-FR (XIII+XXVII) 3.601.149.883,23 4.468.381.136,29 24,1% 24,1%
126. Da Tabela acima, pode-se notar a decomposição dos efeitos de cada parcela formadora da
RAP a ser arrecada por TUST-FR, em que o efeito final é de 24,1%. Esse resultado decorre do efeito da
entrada de instalações (RBL/RBNI/RCDM/RMEL/RPEC) e do resultado final das revisões das transmissoras
prorrogadas conjugado com os efeitos financeiros, em especial pelo efeito do reperfilamento do
componente financeiro da RBSE/RPC.

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
III.12.3 Do Resultado Tarifário Global
127. A Figura 5 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$1,0 bilhão).
Reajuste RAP (R$.bilhões)
45,0
BILHÕES
0,8
1,7
40,0
3,7
35,0
0,7
1,8
2,4
30,0
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 5 – Resultado tarifário da transmissão.
128. Nota-se que o efeito da entrada de novas concessões e do reajuste dos contratos das
transmissoras, agregados na parcela econômica, são os fatores preponderantes para o resultado de 23,5%
de impacto, como exposto na Figura 6. Por sua vez, o efeito financeiro é composto pelas parcelas de Ajuste
(PA) e pelo componente financeiro da Portaria MME nº 120/2016.

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
Efeito Tarifário %
23,5%
19,9%
3,6%
0,4%
-0,4%

Econômico Financeiro Previsão de Obras ONS Total
Figura 6 – Efeito Tarifário das componentes.
129. 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%.
III.13 Cálculo da RAP Prospectiva
130. As RAPs prospectivas são calculadas a partir da RAP homologada no ciclo tarifário vigente.
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, cujas premissas estão dispostas no item 8 do Submódulo 9.4 do
PRORET.
131. A Tabela 12 apresenta a RAP do ciclo sob cálculo sem componentes financeiros
imprevisíveis, para prospecção das receitas.
Tabela 12: RAP do ciclo sem efeitos financeiros imprevisíveis.
RAP Rede Básica Ciclo RAP sem componentes

Parâmetros RAP 2022-2023 financeiros imprevisíveis
(R$) (R$)

| RBL | 20.807.113.305,87 | 20.807.113.305,87 |
| --- | --- | --- |
| RBSE | 9.794.570.954,09 | 9.794.570.954,09 |
| RBNI | 1.949.906.879,81 | 1.949.906.879,81 |
| RMEL | 153.478.765,87 | 153.478.765,87 |
| Interligações internacionais | 395.877.756,24 | 395.877.756,24 |
| Total existente | 33.100.947.661,88 | 33.100.947.661,88 |
| Previsão RAP | 1.555.076.944,97 | 1.555.076.944,97 |

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
RAP Rede Básica Ciclo RAP sem componentes

Parâmetros RAP 2022-2023 financeiros imprevisíveis
(R$) (R$)

RAP (instalações) 34.656.024.606,85 34.656.024.606,85
Orçamento do ONS 803.440.407,30 803.440.407,30
RAP (instalações + ONS) 35.459.465.014,15 35.459.465.014,15
Financeiros imprevisíveis (PAs diversas e Outros Ajustes) -854.225.296,29 -

Financeiros previsíveis (PA Revisão+Anuidade de melhorias) 402.594.730,30 402.594.730,30
Passivos 38.712.750,30 -

Total 35.046.547.198,46 35.862.059.744,45
* RAP econômica não considera os efeitos financeiros de passivos imprevisíveis como Parcelas de Ajuste e Outros
Ajustes.
132. A Tabela 13 apresenta a receita utilizada no cálculo da RAP prospectiva. Cabe destacar que
as componentes econômica e financeira provenientes da aplicação da Portaria MME nº 120, de 2016,
regulamentada pela REN nº 762, de 2017, atualmente revogada pela REN nº 918, de 2021, já estão
inclusas na RAP do ciclo sob cálculo, sendo que a componente financeira sofre a agregação de uma parcela
no ciclo 2023-2024 e a retirada integral na prospecção do ciclo 2028-2029, em razão do reperfilamento
aprovado pela ANEEL.
Tabela 13: RAP prospectiva nos termos do item 8 do Submódulo 9.4 do Proret.
Investimentos

| com base no | Previsão | Previsão | Redução de |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Atualização | REIDI | Previsão | Portaria |  |
| PET/PELP - | SIGET (RAP SIGET (RAP | RAP devido | RAP |  |
| Ciclo | Monetária | Médio | PET-PELP | nº |
| 2º/2021 no | PRO-RATA) INTEGRAL) | ao perfil | prospectiva |  |
| (IAT) | (R$ x 1000) | [2] | 120/2016 |  |
| Horizonte do | [3] | [4] | degrau |  |

PDE 2031

| Referência | jun-21 | jun-22 | jun-22 | jun-22 | jun-22 | jun-22 | jun-22 | jun-22 | jun-22 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| (R$ x 1000) | 11,59% | 91,67% | (R$x1000) (R$x1000) | (R$x1000) | 20,73% | (R$x1000) | (R$x1000) |  |  |
| 2022-2023 | 1.387.320 | 2.482.966 | 34.878.790,43 |  |  |  |  |  |  |
| 2023-2024 | 2.338.961 | 2.610.072 | 2.392.653 | 301.081 | 568.376 | 1.031.902 3.142.623 | -285.892 | 40.516.136,03 |  |
| 2024-2025 | 1.381.159 | 1.541.250 | 1.412.864 | 177.789 | 360.278 | 589.246 | 0 | -150.306 | 41.367.423,19 |
| 2025-2026 | 2.927.106 | 3.266.388 | 2.994.298 | 376.789 | 176.115 | 555.567 | 0 | -54.496 | 42.094.799,91 |
| 2026-2027 | 9.712.227 | 10.837.977 9.935.173 1.250.198 | 44.856 | 74.876 | 0 | -8.504 | 43.760.801,75 |  |  |
| 2027-2028 | 10.733.591 | 11.977.728 10.979.984 1.381.673 | 0 | 0 | 0 | -17.039 | 45.155.455,80 |  |  |
| 2028-2029 | 3.939.882 | 4.396.557 | 4.030.323 | 507.158 | 0 | 0 | -6.030.703 | -17.482 | 39.614.429,66 |
| 2029-2030 | 6.591.854 | 7.355.920 | 6.743.172 | 848.531 | 0 | 0 | 0 | -6.101 | 40.456.859,99 |
| 2030-2031 | 10.188.448 | 11.369.398 10.422.327 1.311.500 | 0 | -2.639 | 41.765.720,28 |  |  |  |  |

1 - A partir do ciclo 2023-2024 a RAP não considera os efeitos financeiros de Passivos imprevisíveis como: Parcelas de ajuste e Outros Ajustes;
2 - Empreendimentos não outorgados associados às parcelas RBL, RBNI e REQNI;
3 - Empreendimentos outorgados associados às parcelas RBL, RBNI e REQNI, com receita pro rata a partir da entrada em operação comercial prevista;
4 - Empreendimentos outorgados associados às parcelas RBL, RBNI e REQNI, com receita integral a ser considerada no ciclo subsequente à entrada em
operação comercial prevista;
5 -Método de conversão de investimentos do PET/PELP em receita conforme Submódulo 9.7 do PRORET.
RAP/Investimento 12,58%

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
III.14 Base de dados
133. O item 7 do Submódulo 9.4 do Proret estabelece os requisitos para montagem da base de
dados de cálculo da TUST, que deverá ser precedida de Tomada de Subsídios para escrutínio público, no
intuito de promover a assertividade do resultado.
134. A SGT avaliou e entende que a base de dados está em condições de ser aprovada e
homologada pela ANEEL.
III.14.1 Análise de contribuições da Tomada de Subsídio – TS
135. Para o ciclo sob cálculo, foi instaurada a TS nº 07/2022, que teve o objetivo de receber
contribuições para o aprimoramento da base de dados a ser utilizada no cálculo das TUST e TUSDg.
136. Foram recebidas contribuições de 13 agentes: CELESC-D, COPEL-GT, ENEL-GO, ENEL-RJ,
ENEL-SP, EMT, ETO, ESS, CELPE, ÔMEGA, ELETROSUL, ELETRONORTE, CHESF que tratam em sua maioria
de alterações de parâmetros elétricos, configurações de rede e inclusão ou exclusão de geradores na base
de dados. A maioria das alterações sugeridas foram implementadas na base de dados, e se encontram
analisadas no Anexo VII.
137. Serão disponibilizadas no site da TS nº 07/2022 as bases de dados planejadas para os ciclos
futuros pelo ONS e EPE para que os agentes possam fazer suas projeções.
III.14.2 Tratamento das instalações de corrente contínua
138. Os critérios para tratamento dessas instalações estão dispostos no item 7.5 do Submódulo
9.4 do PRORET.
III.14.3 Tratamento dos custos de reposição das instalações
139. Os critérios para tratamento dos custos de reposição estão dispostos no item 7.4 do
Submódulo 9.4 do PRORET.
III.14.4 Representação das cargas que acessam à Rede Básica
140. Os critérios para representação da carga estão dispostos no item 7.1 do Submódulo 9.4 do
PRORET.
Pontos de fronteira com a Rede Básica
141. A compatibilidade da base de dados e do ambiente contratual leva em consideração a data
de entrada em operação das instalações de transmissão, os valores dos MUST e as datas de contratação
por parte dos usuários.
142. O ponto de conexão Quinta 138 kV apresenta TUST-FR nula, tendo em vista que possui
parcela de ajuste negativa que anula a receita desse ponto.

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
143. O ponto de conexão Sinop 13,8 kV possui MUST nulo em sua contratação, além de estar
prevista sua retirada na contratação de outubro de 2020. Assim, também será considerada TUST-FR nula.
144. Os seguintes pontos de conexão de Rede Básica de fronteira deverão ser cobrados
diretamente por meio de encargos, conforme Art. 5º, §6º, da REN nº 67, de 2004: Jauru 138 kV e Parecis
138 kV. Desta forma, caberá ao ONS calcular diretamente os valores associados aos duodécimos mensais,
a partir do valor aprovado de RAP constante do Processo nº 48500.000395/2022-50, que contempla o
reajuste de receitas das transmissoras.
145. O ponto de conexão apontado na base de dados como Jirau 69 kV da Ceron, refere-se ao
seccionamento da linha de transmissão Abunã – Porto Velho 230 kV, em que está conectada a carga da
UHE Jirau, de forma que não há TUST-FR para este ponto.
III.14.5 Representação das centrais de geração que acessam à Rede Básica
146. Os critérios para representação da geração estão dispostos no item 7.2 do Submódulo 9.4
do PRORET.
147. Apenas as centrais de geração que possuem CUST com previsão de início de execução no
ciclo sob cálculo serão representadas na base de dados do ciclo para o rateio da RAP. Caso alguma usina
celebre o contrato ou antecipe sua entrada e inicie os pagamentos durante o ciclo sob cálculo, esses
valores serão considerados como quantias adicionais a serem compensadas na Parcela de Ajuste do ciclo
seguinte.
148. As centrais de geração com CUST Temporário não são modeladas na base de dados.
Atualmente as centrais de geração que possuem CUST temporário vigentes são as usinas informadas no
item III.5.
149. Com base no disposto no parágrafo 55 do Submódulo 9.4 do Proret, a SGT pode adotar
critérios mais restritivos na modelagem de geradores visando assegurar a arrecadação dos recursos
suficientes. Contudo, manteve-se apenas a condição do maior MUST contratado em execução no período,
uma vez que não se verificou risco associado à efetiva entrada dos empreendimentos.
150. Para as centrais de geração cujo CUST contenha escalonamento dos montantes de uso ao
longo do ciclo tarifário em decorrência da etapa de motorização da usina, adota-se o MUST equivalente,
para fins de rateio da arrecadação e cálculo das tarifas de carga, definido no item 7.3.1 do Submódulo 9.4
do Proret. Para o ciclo sob cálculo, não há usinas nessa condição.
151. Em 17 de junho de 2022, foram celebrados os Contratos de Concessão nº 01/2022, nº
02/2022 e nº 03/2022, entre a ANEEL e as empresas CHESF, ELETRONORTE e FURNAS, respectivamente,
em regime de exploração como Produção Independente de Energia (PIE) para diversas usinas com acesso
ao SIN por meio da Rede Básica e do sistema de distribuição, conforme Tabela 13. Apenas as usinas com
acesso à Rede Básica terão recálculo de TUST nos termos do normativo vigente.

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da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
Tabela 14: Novos Contratos de Concessão de Geração.

INÍCIO DA REGIME DE Acesso ao
Nº DO CONTRATO USINAS
VIGÊNCIA EXPLORAÇÃO SIN
Boa esperança Rede Básica
Apolônio Sales Rede Básica
Paulo Afonso I Rede Básica
Paulo Afonso II Rede Básica
Paulo Afonso III Rede Básica
Contrato 01/2022-

17/06/2022 PIE Paulo Afonso IV Rede Básica
ANEEL - CHESF
Luiz Gonzaga (Itaparica) Rede Básica
Xingó Rede Básica
Funil Distribuição
Pedra Distribuição
Sobradinho Rede Básica

Contrato 02/2022- Coaracy Nunes Distribuição
ANEEL - 17/06/2022 PIE Tucuruí Rede Básica
ELETRONORTE Curuá-Una Distribuição
Corumbá I Rede Básica
Estreito (Luis Carlos B. de Carvalho) Rede Básica
Funil Distribuição

Contrato 03/2022- Furnas Rede Básica
17/06/2022 PIE

ANEEL - FURNAS Maribondo Rede Básica
Porto Colônia Distribuição
Itumbiara Rede Básica
Mal. Mascarenhas de Moraes(Peixoto) Rede Básica
152. A revogada REN nº 559/201323 já previa o recálculo da TUST quando do estabelecimento
de novas outorgas, o que foi mantido no item 10 do Submódulo 9.4 do Proret. Além dessa razão, haverá
outras centrais de geração com recálculo da TUST nos termos estabelecidos no parágrafo 83 do
Submódulo 9.4 do Proret conforme Tabela 15, onde são mostrados os motivos do recálculo e a eventual
aplicação da transição disposta no parágrafo 84 do citado submódulo. As usinas sem direito à transição,
passarão para a regra geral da envoltória tarifária disposta na seção 5 do Submódulo 9.4 do Proret, cujas
tarifas serão publicadas e controladas por ponto de conexão conforme Anexo I. As usinas com direito à
transição terão sua TUST publicadas nominalmente no Anexo II, enquanto perdurar esse efeito (2 ciclos).
Ao término da transição, passam para o regime geral descrito anteriormente.
Tabela 15. Centrais de Geração com recálculo de TUST.

| Nome completo | CEG NÚCLEO | Motivo | Aplica-se Transição? |
| --- | --- | --- | --- |
| UHE APOLONIO SALES (MOXOTO) | 001510-5 | Nova Outorga | Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UHE BOA ESPERANCA | 000267-4 | Nova Outorga | Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UHE CORUMBA I | 000866-4 | Nova Outorga | Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |

23 §2º do art.5º e inciso IV do art. 6º da REN nº 559/2013

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da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de

| Nome completo | CEG NÚCLEO | Motivo | Aplica-se Transição? |
| --- | --- | --- | --- |
| UHE ESTREITO(L.C.BARRETO) | 000917-2 | Nova Outorga | Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UHE FURNAS | 001007-3 | Nova Outorga | Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UHE ITAPARICA (SL GONZAGA) | 001174-6 | Nova Outorga | Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UHE MARIMBONDO | 001417-6 | Nova Outorga | Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UHE MASCARENHAS DE MORAES (PEIX. | 002038-9 | Nova Outorga | Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UHE PAULO AFONSO I | 002012-5 | Nova Outorga | Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UHE PAULO AFONSO II | 027048-2 | Nova Outorga | Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UHE PAULO AFONSO III | 027049-0 | Nova Outorga | Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UHE PAULO AFONSO IV | 027050-4 | Nova Outorga | Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UHE XINGO | 027053-9 | Nova Outorga | Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL CAMPO DOS VENTOS II | 030500-6 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UTE MARANHAO IV | 030202-3 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UTE PERNAMBUCO III | 030120-5 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UTE PORTO PECEM II | 030098-5 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UHE JIRAU | 029736-4 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL ALVORADA | 030320-8 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL BELA VISTA (AREIA BRANCA) | 030340-2 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL BURITI | 030279-1 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL CAJUCOCO | 030294-5 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL CANDIBA | 030316-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL CERRO CHATO I | 030348-8 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL CERRO CHATO II | 030349-6 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL CERRO CHATO III | 030350-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL COLONIA | 030295-3 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL COQUEIROS | 030282-1 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL EURUS VI | 030351-8 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL FAISA I | 030352-6 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL FAISA II | 030331-3 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL FAISA III | 030332-1 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL FAISA IV | 030329-1 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL FAISA V | 030309-7 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL GUANAMBI | 030328-3 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL GUIRAPA | 030342-9 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL ICARAI I | 030372-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL ICARAI II | 030356-9 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL IGAPORA | 030321-6 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL ILHEUS | 030315-1 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL LICINIO DE ALMEIDA | 030317-8 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL MACAUBAS | 030283-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL MAR E TERRA | 030389-5 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL MIASSABA III | 030339-9 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL MORRO DOS VENTOS I | 030301-1 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL MORRO DOS VENTOS III | 030310-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL MORRO DOS VENTOS IV | 030311-9 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL MORRO DOS VENTOS IX | 030302-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL MORRO DOS VENTOS VI | 030300-3 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL N.S.DA CONCEICAO | 030318-6 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL NOVO HORIZONTE | 030305-4 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL OSORIO 2 (V.LITORAL) | 030286-4 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL PAJEU DO VENTO | 030319-4 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL PINDAI | 030324-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de

| Nome completo | CEG NÚCLEO | Motivo | Aplica-se Transição? |
| --- | --- | --- | --- |
| EOL PLANALTINA | 030322-4 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL PORTO SEGURO | 030323-2 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL REI DOS VENTOS 1 | 030416-6 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL REI DOS VENTOS 3 | 030417-4 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL RIO VERDE | 030341-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL SANGRADOURO 2(V.LAGOA) | 030381-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL SANGRADOURO 3(V.LAGOA) | 030330-5 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL SANTA CLARA I | 030292-9 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL SANTA CLARA II | 030308-9 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL SANTA CLARA III | 030293-7 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL SANTA CLARA IV | 030307-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL SANTA CLARA V | 030378-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL SANTA CLARA VI | 030304-6 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL SEABRA | 030306-2 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL SERRA DO SALTO | 030314-3 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL TAIBA AGUIA | 028857-8 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL TAIBA ANDORINHA | 030373-9 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL EURUS I | 030503-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL EURUS II | 030499-9 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL EURUS III | 030504-9 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL CRISTAL | 030727-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL PRIMAVERA | 030726-2 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL SAO JUDAS | 030725-4 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL RENASCENCA V | 030497-2 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL DA PRATA | 030490-5 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL DOS ARACAS | 030495-6 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL SERAIMA | 030546-4 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL TANQUE | 030544-8 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL VENTOS DO NORDESTE | 030476-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL ASA BRANCA II | 030547-2 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL ASA BRANCA III | 030548-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL ASA BRANCA IV | 030498-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL ASA BRANCA VI | 030520-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL ASA BRANCA VIII | 030508-1 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL PEDRA BRANCA | 030443-3 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL SAO PEDRO DO LAGO | 030456-5 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL SETE GAMELEIRAS | 030455-7 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL COSTA BRANCA | 030672-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL ATLANTICA I | 030457-3 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL ATLANTICA II | 030462-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL ATLANTICA IV | 030461-1 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL ATLANTICA V | 030480-8 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL DREEN BOA VISTA | 030512-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL DREEN OLHO DAGUA | 030549-9 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL OSORIO 3 (V.LITORAL) | 030449-2 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL CAETITE 2 | 030437-9 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL CAETITE 3 | 030448-4 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL JUREMAS | 030660-6 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL MACACOS | 030661-4 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL V.MORRO DO CHAPEU | 030582-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL PONTAL 2B | 030460-3 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de

| Nome completo | CEG NÚCLEO | Motivo | Aplica-se Transição? |
| --- | --- | --- | --- |
| EOL V.DO PARAZINHO | 030596-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL PEDRA PRETA | 030671-1 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL RENASCENCA I | 030515-4 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL RENASCENCA II | 030516-2 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL RENASCENCA III | 030527-8 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL RENASCENCA IV | 030551-0 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL V.DE SAO MIGUEL | 030514-6 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL VENTO FORMOSO | 030595-2 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL V.DE TIANGUA | 030585-5 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| EOL V.DE TIANGUA NORTE | 030584-7 | Fim de validade da TUST | Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 |
| UHE ITUMBIARA | 001194-0 | Nova Outorga | Sim, primeiro ciclo de transição |
| UHE SOBRADINHO | 002755-3 | Nova Outorga | Sim, primeiro ciclo de transição |
| UHE TUCURUI | 002889-4 | Nova Outorga | Sim, primeiro ciclo de transição |
| UTE PIRATININGA - RB | 002082-6 | Outorga vencida | Sim, primeiro ciclo de transição |
| UFV ALTITUDE 15 | 046539-9 | Aumento de MUST > 10% Sim, primeiro ciclo de transição |  |
| UFV RIACHO DA SERRA 7 | 046584-4 | Aumento de MUST > 10% Sim, primeiro ciclo de transição |  |

153. As centrais de geração que estão passando pelo segundo ciclo de transição em 2022-2023,
estão listadas na Tabela 16. Essas usinas tiveram recálculo no ciclo anterior quando vigorava a REN nº
559/2013, ou seja, estão sujeitas à regra da TUST estabilizada. Como a versão 6.0 do Nodal está adaptada
para o novo regulamento (Submódulo 9.4), cujas transições se dão para a nova métrica da envoltória e
não da TUST estabilizada, não é possível realizar o cálculo da transição diretamente por meio do
programa. Desse modo, o cálculo foi realizado por meio da Planilha Auxiliar de Cálculo da TUST do ciclo
2022-2023 (aba TUSTg), cuja memória está anexa a esta Nota Técnica, e inserido no arquivo de usinas
estabilizadas (TUA) para cálculo da atualização pelo IAT no Nodal.
Tabela 16. Centrais de Geração com 2º ciclo de transição
CEG
Central Geradora
NÚCLEO
UHE SANTO ANTONIO(AMP) 029707-0
EOL TERRA SANTA I 032495-7
EOL CASA NOVA A 037209-9
EOL VENTOS DE SANTA ESPERANCA 16 034508-3
EOL VENTOS DE SANTA ESPERANCA 21 034511-3
EOL VENTOS DE SANTA ESPERANCA 22 034512-1
EOL VENTOS DE SANTA ESPERANCA 26 034514-8
EOL SERRA DO MATO I 032375-6
EOL SERRA DO MATO II 032376-4
EOL SERRA DO MATO III 032377-2
EOL SERRA DO MATO IV 032378-0
EOL SERRA DO MATO V 032453-1
EOL SERRA DO MATO VI 032379-9
UFV SOL DO SERTAO XIV 032065-0
UFV SOL DO SERTAO XXXV 032049-8
UFV SOL DO SERTAO XXXVI 032067-6
EOL VILA ESPIRITO SANTO IV 040597-3
EOL POTIGUAR B32 040601-5
EOL POTIGUAR B33 040602-3

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
154. As centrais de geração, com remuneração integralmente oriunda de cotas de garantia física
destinadas ao atendimento do Ambiente de Contratação Regulada – ACR, terão suas TUST obtidas para
cada ciclo tarifário mediante cálculo anual, desconsiderando os mecanismos de controle tarifário,
conforme disposto no parágrafo 35 do Submódulo 9.4 do Proret. As centrais de geração compreendidas
nesta condição estão listadas na Tabela abaixo:
Tabela 17. Centrais de geração com remuneração integral no regime de cotas de garantia física
destinadas ao ACR.
CEG
Nome completo
NÚCLEO
UHE TRES IRMAOS 002873-8
UHE HENRY BORDEN - RB 001084-7
UHE ITAIPU 001161-4
UHE PASSO REAL 002003-6
UTN ANGRA I 000100-7
UTN ANGRA II 000101-5
155. As centrais de geração que se sagraram vencedoras de leilões de energia nova com TUSDg
estabelecidas e optaram posteriormente por acessar à Rede Básica deverão manter os valores de tarifas
estabelecidos por 10 ciclos tarifários, observando sua aplicação como TUST, conforme disposto no
parágrafo 82 do Submódulo 9.4 do Proret. Ao término desse período passam para o regime geral da
envoltória tarifária.
Tabela 18. Centrais de geração com TUSDg estabelecidas em leilões de energia nova e que migraram
para a Rede Básica.
Fim de validade
Nome completo CEG NÚCLEO
da Tarifa

| PCH BANDEIRANTE - RB | 032163-0 | jun/29 |
| --- | --- | --- |
| PCH AREADO - RB | 033893-1 | jun/29 |
| EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 23 | 040625-2 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 05 | 032644-5 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 06 | 033523-1 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 13 | 033532-0 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 14 | 033533-9 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 20 | 037102-5 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 21 | 037103-3 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 22 | 037104-1 | jun/33 |

EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 01 038310-4 jun/33
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 09 038318-0 jun/33
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 10 038319-8 jun/33
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 11 038320-1 jun/33
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 12 038321-0 jun/33
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 13 038322-8 jun/33

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
Fim de validade
Nome completo CEG NÚCLEO
da Tarifa
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 14 038323-6 jun/33

| EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 15 | 032642-9 | jun/33 |
| --- | --- | --- |
| EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 16 | 033547-9 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 17 | 033548-7 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 18 | 033549-5 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 19 | 037101-7 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SANTA LEIA 1 | 032593-7 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SANTA LEIA 2 | 033681-5 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SANTA LEIA 3 | 034937-2 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SANTA LEIA 4 | 033690-4 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SANTA LEIA 5 | 033691-2 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SANTA LEIA 12 | 045010-3 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SANTA LEIA 13 | 045011-1 | jun/33 |
| EOL VENTOS DE SANTA LEIA 14 | 045012-0 | jun/33 |

III.15 Cálculo da TUST
156. Foi utilizada a versão 6.0 do Programa Nodal de forma a permitir o cálculo da TUST
conforme o Submódulo 9.4 do Proret. Maiores detalhamentos sobre sua utilização podem ser
encontrados no Manual do Programa Nodal. Essa versão também agregou maior capacidade de variáveis
computacionais admitidas.
157. Para o cálculo da TUST, deve-se utilizar o modelo "π" do Programa Nodal e os arquivos da
Base de Dados para cálculo das tarifas. Após acessar o modelo "π", carrega-se o arquivo de extensão .DC.
Em seguida, preenche-se os dados a seguir descritos:
Tabela 19. Dados para cálculo da TUST-RB
Entrada de Dados do Programa
Ciclo 2022-2023 Referência
Nodal

| RAP-RB (R$X1000) | 34.878.790,43 | §23 do Sub. 9.4 do Proret |
| --- | --- | --- |
| ONS - orçamento (R$X1000) | 803.440,41 | §23 do Sub. 9.4 do Proret |
| IGP-M acumulado (%) | 10,723% | Sub. 7.4 do Proret |
| Piso G | 50,00% | §22 do Sub. 9.4 do Proret |
| Piso C | 50,00% | §22 do Sub. 9.4 do Proret |
| PTc | 80,00% | §32 do Sub. 9.4 do Proret |
| Risco | 5,00% | §32 do Sub. 9.4 do Proret |
| IAT | 11,59% | §33 do Sub. 9.4 do Proret |
| PDr | 100,00% | §31 do Sub. 9.4 do Proret |
| Rampa mínima Geração e Consumo | 0,00% | §28 do Sub. 9.4 do Proret |
| Rampa máxima Geração e Consumo | 100,00% | §28 do Sub. 9.4 do Proret |

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
158. Cumpre apresentar os novos relatórios do Programa Nodal, que mostram os resultados do
cálculo. Os relatórios nodais de cunho geral são NDR, NDN e NOS. O primeiro resulta da aplicação do
cenário regional (balanço carga-geração por submercado), considerando o limite mínimo de zero para as
tarifas. O segundo advém da aplicação do cenário nacional (balanço carga-geração do SIN), também
considerando o limite mínimo de zero para as tarifas. E o terceiro decorre da combinação dos dois
cenários, considerando o limite mínimo de 50% da Tarifa Equivalente Uniforme (TEU) de cada segmento.
No caso do ciclo sob cálculo, a regra estabelecida pelo Submódulo 9.4 do Proret determina apenas a
adoção do despacho regional (PDr=100%), de modo que o resultado do despacho nacional (NDN) está
sendo desprezado da conta. Todavia, servirá de base para simulações dos usuários no âmbito da Consulta
Pública nº 39/2021 conforme solicitado pelos agentes, o qual prevê a possível conjunção de cenários.
159. Ademais, deve-se destacar que a alteração promovida pela versão 2.0 do Submódulo 7.4
do Proret relacionado à TUSDg, de considerar o limitador tarifário internalizado no cálculo Nodal, os
repasses de encargos de TUSDg-T e TUSDg-ONS, emitidos no relatório An4, serão reduzidos em relação
ao cálculo do ciclo anterior. Outro ponto de mudança, é em relação ao cálculo da componente TUSDgONS, a partir dessa versão 6.0, para as usinas que não terão o recálculo da tarifa de referência será
considerada a tarifa atualizada constante no arquivo .TDA.
160. Os principais relatórios de geração são: An1, An2, TUP, NBC, TUH e EUH. Os An1 e An2 são
os anexos a serem considerados na publicação, em que o An1 mostra as TUST-RB controladas por ponto
de conexão e o An2 as TUST-RB estabilizadas ou em transição das centrais oriundas de normas anteriores.
No ciclo seguinte, o An1 deve ser renomeado como TCG (Tarifa Controlada de Geração), para que a
métrica da envoltória identifique as tarifas controladas do ciclo anterior. O NBC mostra o resultado da
aplicação da envoltória tarifária, considerando os limites aplicados. Nesse primeiro ciclo, não haverá
incidência dos limites superior e inferior, uma vez que a partida resulta da igualdade entre a Tarifa da
Barra e a Controlada (TB=TC). O TUP (Tarifas de Usinas para o Próximo ciclo) é o relatório das usinas com
TUST estabilizadas a serem utilizadas no próximo ciclo para fins de atualização monetária pelo IAT, o qual
deverá ser renomeado para a extensão TUA (Tarifas de Usinas do ciclo Anterior). O relatório de extensão
TUH (Tarifa de Usinas Homologadas) apresenta os valores das tarifas a serem aplicadas a cada central de
geração modelada no ciclo tarifário, considerando sua classificação regulatória. E o EUH mostra o
resultado dos encargos previstos para cada central, bem como os respectivos repasses para a carga, com
objetivo de fechamento da arrecadação.
161. Os principais relatórios para a carga são: An3, An4 e NTC. O An3 mostra as TUST-RB e TUSTFR aplicáveis em cada ponto de conexão. O An4 apresenta o resultado por distribuidora referente aos
encargos oriundos da TUSDg-T e TUSDg-ONS. E o NTC o resultado por distribuidora ou permissionária.
162. Cumpre destacar que podem existir eventuais divergências na terceira casa decimal entre
o resultado do Nodal e as verificações realizadas na Planilha Auxiliar de Cálculo da TUST, em função de
diferenças de arredondamento entre o Excel e o Nodal, embora prevaleça o resultado do Nodal para fins
de publicação das TUST, uma vez que é a ferramenta oficial de rateio da RAP.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
163. A presente instrução processual e cálculo fundamenta-se em:

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
• Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
•
Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995;
•
Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
•
Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998;
• Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998;
•
Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013;
•
Portaria MME nº 120, de 20 de abril de 2016;
• Resolução ANEEL n° 281, de 1° de outubro de 1999;
• Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004;
•
Resolução Normativa nº 442, de 26 de julho de 2011;
•
Resolução Normativa nº 666, de 23 de junho de 2015;
• Resolução Normativa nº 762, de 21 de fevereiro de 2017, revogada pela nº 918, de 23
de fevereiro de 2021; e
• Resolução Normativa nº 1.024, de 28 de junho de 2022, que aprova os Submódulos 7.4,
9.4 e 10.5 do PRORET.
V - DA CONCLUSÃO
164. Diante do exposto nesta Nota Técnica, concluímos:
a) Por propor as TUST-RB do segmento geração por ponto de conexão, conforme
Anexo I, em atendimento à aplicação da metodologia da envoltória tarifária
definida no item 5 do Submódulo 9.4 do Proret;
b) Por propor as TUST-RB das centrais de geração com estabelecimentos nominais,
conforme Anexo II, em atendimento ao parágrafo 35 e ao item 10 do Submódulo
9.4 do Proret;
c) Por propor as TUST-RB e TUST-FR do segmento consumo por ponto de conexão,
conforme Anexo III;
d) Por propor as TUST-RB dos consumidores GV do Brasil, Rima Industrial e Alcoa
Alumínio em carácter excepcional, conforme Anexo III-A;
e) Por propor os encargos devidos pelas distribuidoras às transmissoras em função do
Submódulo 7.4 do Proret, conforme Anexo IV;
f) Por propor o valor da TUSTIMP/EXP importação/exportação e da Tarifa de Uso das
Interligações Internacionais – TUII, conforme especificado nos Anexos V e V-A;
g) Por propor o valor da TUSTTEMP para contratação em caráter temporário, conforme
especificado no Anexo VI;

07/07/2022.
da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de
h) Por apresentar a análise de contribuições recebidas no âmbito da Tomada de
Subsídios nº 07/2022, conforme Anexo VII;
i) Por indeferir os pleitos da Elera Renováveis e da Energia Sustentável do Brasil
(ESBR), referente à desconsideração do componente financeiro oriundo da Portaria
MME nº 120/2016 no cálculo das TUST-RB;
j) Por deferir o pleito da CPFL Renováveis de regularização das TUST relativas ao
Complexo eólico denominado EOL Campo dos Ventos II, nos termos da Resolução
Homologatória nº 1.031/2010, cujo resultado está apresentado no Anexo VIII;
k) Por propor os valores dos passivos financeiros a serem compensados pelo ONS nas
Apurações Mensais de Serviços e Encargos do Sistema de Transmissão (AMSE),
conforme Anexo VIII;
l) Por propor a Tarifa de Transporte de Itaipu, devida pelas distribuidoras que
possuem cota-parte da sua energia, relativa às DIT de uso exclusivo (instalações
dedicadas àquela central geradora e não integrantes da Rede Básica) no valor
mensal de 11.738,71 R$/MW (Onze mil, setecentos e trinta e oito reais e setenta e
um centavos por megawatt); e
m) Por aprovar a base de dados de cálculo da TUST para o ciclo tarifário 2022-2023,
conforme especificado nesta Nota Técnica.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
165. Recomenda-se a publicação de Resolução Homologatória estabelecendo as tarifas e
encargos de transmissão de energia elétrica conforme Anexos I, II, III, III-A, IV, V, V-A, VI e VIII desta Nota
Técnica, e a Tarifa de Transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
DENIS PEREZ JANNUZZI EDUARDO SERRATO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
Documento assinado digitalmente por Davi Antunes Lima, Superintendente de Gestão Tarifária, em 08/07/2022 às 11:52; Denis Perez Jannuzzi, Coordenador(a) Das
Atividades de Gestão da Geração e Transmissão, em 08/07/2022 às 11:51; Eduardo Serrato Mendonca Ribeiro, Assessor (a), em 08/07/2022 às 11:47