REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2098/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Estabelece as receitas anuais permitidas para as concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica, pela disponibilização das instalações de transmissão sob sua responsabilidade.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-06-30
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 205/2016 – SGT/ANEEL
Em 21 de junho de 2016.
Processo: 48500.001129/2016-04.
Assunto: Cálculo dos valores de encargos anuais
de custeio das Instalações de Transmissão de
Interesse Exclusivo para Conexão Compartilhada –
ICG e das Instalações de Transmissão de Interesse
Exclusivo para Conexão Individual – IEG, conforme
Resolução Normativa nº 320, de 2008.
I – DO OBJETIVO
1. Cálculo dos valores dos encargos de conexão à Rede Básica de transmissão a serem pagos
às concessionárias de transmissão no ciclo tarifário de 1º de julho de 2016 a 30 de junho de 2017, pelos
usuários com conexão às instalações de ICG e IEG, conforme disciplina a Resolução Normativa n° 320, de
10 de junho de 2008.
II – DOS FATOS
2. A Resolução nº 281, de 1º de outubro de 1999, estabelece as condições gerais para a
contratação do acesso à rede, compreendido em conexão e uso do sistema de transmissão.
3. O Decreto nº 6.460, de 19 de maio de 2008, estabelece dentre as instalações transmissão de
interesse restrito de centrais de geração quais poderiam ser licitadas e quais deveriam constar em atos de
outorga de geração, detalhando as condições de ICG.
4. A Resolução Normativa nº 320, de 10 de junho de 2008, estabelece os critérios para a
classificação de instalações de transmissão como de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para
Conexão Compartilhada – ICG para o acesso à Rede Básica do Sistema Interligado Nacional - SIN de
centrais de geração a partir de fonte eólica, biomassa ou pequenas centrais hidrelétricas.
5. A Resolução Homologatória nº 681, de 29 de julho de 2008, estabelece, dentre outros, os
valores de encargos estabilizados de ICG e os valores teto de encargos de IEG para as centrais geradoras
que optaram pela implantação de suas instalações de conexão por transmissora licitada para tal fim, por meio
da Chamada Pública nº 001/2008.
48581.001960/2016-00

(Fl. 2 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
6. As Chamadas Públicas nº 001/2008, 001/2009, 001/2010, 001/2011 e 001/2012 foram
realizadas com o intuito de identificar as centrais de geração interessadas em compartilhar Instalações de
Transmissão de Interesse Exclusivo para Conexão Compartilhada – ICG.
7. A partir dos resultados das chamadas públicas mencionadas, foram celebrados os contratos
de concessão de transmissão nº 007/2009, 008/2009, 009/2009, 019/2010, 020/2010, 021/2010, 008/2011,
009/2011, 010/2011, 018/2012, 019/2012 e 013/2014 para a construção de tais instalações.
8. As Resoluções Autorizativas nº 4.316, de 3 de setembro de 2013, nº 4.445, de 26 de
novembro de 2013, nº 4.876, de 14 de outubro de 2014 e nº 5.549, de 10 de novembro de 2015 autorizaram a
CHESF a implantar reforços nas instalações de transmissão sob sua responsabilidade e estabeleceu os
valores das parcelas adicionais à Receita Anual Permitida.
9. As Resoluções Autorizativas nº 4.443, de 26 de novembro de 2013 e 5.604, de 19 de janeiro
de 2016, autorizaram a Extremoz Transmissora do Nordeste S.A. – ETN a implantar reforços nas instalações
de transmissão sob sua responsabilidade e estabeleceu os valores das parcelas adicionais à Receita Anual
Permitida.
10. A Resolução Autorizativa nº 5.657, de 23 de fevereiro de 2016, autorizou a Transenergia
Renovável S.A. – TER a implantar reforços nas instalações de transmissão sob sua responsabilidade e
estabeleceu os valores das parcelas adicionais à Receita Anual Permitida.
11. Em 22 de fevereiro de 2016, por meio do Memorando nº 50/2016-SGT/ANEEL, foi solicitado à
Comissão de Especial de Licitação – CEL, a lista das centrais geradoras partícipes das Chamadas Públicas
nº 001/2008, 001/2009, 001/2010, 001/2011 e 001/2012 que tiveram as garantias financeiras executadas em
função do descumprimento da obrigatoriedade de assinatura do Contrato de Conexão a Instalações de
Transmissão – CCT, conforme previsto na REN nº 320, de 2008.
12. Em 22 de fevereiro de 2016, a SGT encaminhou os Ofícios nº 17, 18, 19, 20, 21 e 22/2016SGT/ANEEL, respectivamente, às transmissoras: Transenergia Renovável, Brilhante, CHESF, Itatim,
Cearense II e Extremoz solicitando a lista dos usuários conectados em ICG e/ou IEG que assinaram os
respectivos Contratos de Conexão às Instalações de Transmissão – CCT.
13. Em 22 de fevereiro de 2016, a SGT encaminhou ao ONS o Ofício nº 23/2016-SGT/ANEEL,
solicitando (i) a relação dos usuários conectados em ICG que assinaram os respectivos Contratos de Uso do
Sistema de Transmissão - CUST; (ii) as datas de início de execução constantes desses contratos; e (iii) os
respectivos Montantes de Uso do Sistema de Transmissão - MUST.
14. Por meio da Carta nº CE-CRG-028/2016, de 4 de março de 2016, SIC nº
48513.005526/2016-00, a CHESF encaminhou as informações solicitadas no Ofício nº 19/2016-SGT/ANEEL.
15. Por meio da Carta nº CE-ETN 0457/2016, de 4 de abril de 2016, SIC
nº 48513.008500/2016-00, a Extremoz encaminhou as informações solicitadas no Ofício nº 22/2015SGT/ANEEL.
16. Por meio da Carta BTE/005/2016, de 6 de abril de 2016, SIC nº 48513.009088/2016-00, a
Brilhante encaminhou as informações solicitadas no Ofício nº 18/2015-SGT/ANEEL.

(Fl. 3 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
17. Por meio da Carta nº ITATIM/OM/009/16, de 19 de abril de 2016, SIC nº 48513.008749/201600, a Itatim encaminhou as informações solicitadas no Ofício nº 20/2016-SGT/ANEEL.
18. Por meio da Carta nº TER.E.020/2016, de 25 de abril de 2016, SIC nº 48513.010258/201600, a Transenergia Renovável encaminhou as informações solicitadas no Ofício nº 17/2016-SGT/ANEEL.
19. Por meio da Carta 0655/100/2016, de 27 de abril de 2016, SIC
nº 48513.010387/2016-00, o ONS encaminhou as informações solicitadas no Ofício nº 23/2016-SGT/ANEEL.
20. Por meio do Memorando nº 39/2016-SEL/ANEEL, de 29 de abril de 2016, SIC nº
48577.001620/2016-00, a SEL encaminhou as informações solicitadas no Memorando nº 50/2016SGT/ANEEL.
III – DA ANÁLISE
III.1 Das Chamadas Públicas
21. As Chamadas Públicas 001/2008, 001/2009, 001/2010, 001/2011 e 001/2012 foram
realizadas com o intuito de identificar as centrais geradoras interessadas em compartilhar Instalações de
Transmissão de Interesse Exclusivo para Conexão Compartilhada – ICG. A partir dos resultados dessas
chamadas públicas, foram celebrados contratos de concessão de serviço público de transmissão para a
construção e operação de tais instalações. A Tabela I apresenta os contratos de concessão mencionados
com a respectiva Receita Anual Permitida – RAP, a preços de junho de 2016.
Tabela I: Contratos de Concessão associados á construção de ICG e IEG com a respectiva RAP, a preços de junho/16,
separados por tipo de instalação.

| Chamada | Contrato de | Concessionária de |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| RAP RB (R$) | RAP ICG (R$) | RAP IEG (R$) |  |  |  |
| Pública | Concessão | Transmissão |  |  |  |
| 007/2009 | ITATIM | 49.719.564,90 | 9.125.415,75 | 9.184.242,66 |  |
| 001/2008 | 008/2009 | BRILHANTE | 30.008.527,34 | 7.403.049,73 | 4.487.669,48 |
| 009/2009 | TRANSENERGIA | 18.067.996,35 | 30.338.455,87 | 10.124.870,56 |  |
| 019/2010 | 14.088.548,47 | 4.445.399,34 | - |  |  |
| 001/2009 | 020/2010 | CHESF | 3.902.369,31 | 4.075.185,41 | - |
| 021/2010 | 4.215.938,42 | 2.356.535,58 | - |  |  |
| 008/2011 | EXTREMOZ | 51.893.417,95 | 26.197.530,77 | - |  |
| 001/2010 | 009/2011 | 3.845.723,99 | 1.863.486,22 | - |  |

CHESF

010/2011 5.725.825,37 7.654.472,73 -
018/2012 12.183.692,85 4.256.319,11 -
001/2011 CHESF

019/2012 37.919.959,30 2.757.377,24 -
001/2012 013/2014 CEARENSE II 5.654.950,56 4.133.781,59 -
22. Dentre as condições para consecução da conexão à Rede Básica por meio de ICG e IEG,
destaca-se a obrigação das centrais de geração participantes das chamadas públicas de celebração dos CCT
para início da implantação das instalações. O Anexo I desta Nota Técnica apresenta a situação contratual
entre as centrais de geração habilitadas nas Chamadas Públicas 001/2008, 001/2009, 001/2010, 001/2011 e
001/2012 e as respectivas concessionárias de transmissão.
III.2 Das Premissas de Cálculo

(Fl. 4 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
23. A REN nº 320, de 2008, estabelece em seus artigos 5º a 8º que:
"Art. 5° As receitas anuais referentes às ICGs e instalações de transmissão de interesse
exclusivo e caráter individual licitadas conforme o art. 2º serão arrecadadas por meio de
encargos de conexão mensais por central de geração.
§ 1º O encargo de conexão de cada central de geração para custeio das ICGs será calculado
de forma proporcional à sua máxima potência injetável, calculada de acordo com o art. 14, §
4º, da Resolução nº 281, de 1º de outubro de 1999, no ponto de acesso à Rede Básica, e aos
investimentos entre os pontos de acesso à Rede Básica e de conexão à ICG.
§ 2º O encargo de conexão de cada central de geração para custeio das instalações de
transmissão de interesse exclusivo e caráter individual integrantes da licitação de serviço
público de transmissão será igual à receita anual da concessionária de transmissão referente
ao custeio destas instalações de transmissão.
§ 3º Os valores dos encargos de que trata o "caput" serão atualizados monetariamente a
cada ciclo tarifário, por meio do índice utilizado no contrato de concessão de serviço público
de transmissão.
Art. 6º A ANEEL calculará o encargo de conexão para custeio das ICGs para a central de
geração inscrita e habilitada em chamada pública por período de até cinco ciclos tarifários da
transmissão, contados a partir da entrada em operação comercial da primeira central de
geração que utiliza as instalações.
§ 1º O encargo de conexão de cada central de geração para custeio das ICGs:
I - será calculado com base em custos-padrão de instalações de transmissão;
II - será rateado pelas centrais de geração de que trata o "caput", de acordo com o critério de
que trata o art 5º;
III - considerará as datas de entrada em operação comercial informadas na chamada pública;
e
IV - garantirá a arrecadação da totalidade dos recursos considerados dentro do período de
estabilização.
§ 2º O disposto no caput não se aplica às instalações de transmissão de interesse exclusivo e
caráter individual.
§ 3º O encargo individual calculado por período de até cinco ciclos tarifários será cancelado
para a instalação que se tornar de interesse exclusivo e caráter individual, mesmo que por
desistência de central de geração inscrita e habilitada em chamada pública e com conexão à
ICG licitada.
§ 4º O novo encargo aplicável à central de geração de que trata o § 3º será anualmente
estabelecido de forma a arrecadar a totalidade dos recursos necessários ao custeio da
instalação que se tornou de interesse exclusivo e caráter individual.

(Fl. 5 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Art. 7º A diferença, para mais ou para menos, entre a receita anualmente obtida com o
encargo das ICGs calculado de acordo com os arts. 5º e 6º e a receita necessária às ICGs
será contabilizada e rateada pelos usuários que se conectam às ICGs após o período de
estabilização de que trata o art. 6º.
§ 1º O encargo arrecadado de acordo com o art. 8º será considerado na composição da
diferença de que trata o "caput".
§ 2º A partir do fim do período de estabilização, o encargo referente às ICGs será calculado
de acordo com o art. 5º, com base nas correspondentes receitas anuais das concessionárias
de transmissão, considerando os novos acessos de que trata o art. 8º.
§ 3º A diferença de que trata o art. 8º, § 4º, será atualizada monetariamente por meio do
mesmo índice utilizado no reajuste ou revisão do contrato de concessão das ICGs.
"Art. 8º A conexão de nova central de geração ou concessionária ou permissionária de
distribuição à ICG, para acesso à Rede Básica, será permitida mediante o pagamento de
encargo e deverá ser precedida de Parecer de Acesso a ser emitido pelo ONS, de celebração
de CCT, com a proprietária das instalações e interveniência do ONS, e CUST, com o ONS.
§ 1º A conexão de unidade consumidora à ICG será realizada por intermédio das
concessionárias ou permissionárias de distribuição.
§ 2º A conexão de que trata o caput observará a existência de condições técnicas e
considerará as centrais de geração inscritas e habilitadas em chamada pública, com conexão
às ICGs licitadas, que firmaram os respectivos CCTs para qualquer data de entrada em
operação comercial.
§ 3º Os reforços e/ou melhorias necessários para novo acesso à Rede Básica por meio de
conexão à ICG serão realizados pela concessionária de transmissão detentora das
instalações e custeados pelo solicitante do acesso, por meio do CCT.
§ 4º A ANEEL estabelecerá o valor do encargo a que se refere o "caput" de acordo com o
disposto no art. 5º para central de geração ou concessionária ou permissionária de
distribuição, não se aplicando, nesse caso, o disposto no art. 6º.
§ 5º O valor arrecadado com os encargos dos novos acessantes, excluídos os estabelecidos
em razão do disposto no § 3°, será contabilizado e abatido do cálculo do encargo de conexão
devido pelas demais centrais geradoras, após o período de estabilização de que trata o art
6º."
24. Desta forma, o encargo anual de que trata o art. 5º, deve ser calculado de forma proporcional:
a) às instalações de transmissão classificadas como ICG que o gerador compartilhar entre o
ponto de conexão a ICG e o acesso à Rede Básica;

(Fl. 6 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
b) ao MUST contratado no ponto de acesso à Rede Básica; e
c) a data de início de conexão á ICG.
25. Além disso, este encargo poderá ser estabilizado por até 5 ciclos tarifários, conforme art. 6º, e
após este período, as diferenças para mais ou para menos, entre a receita anualmente obtida com o encargo
estabilizado de ICG calculado de acordo com os arts. 5º e 6º e a parcela de Receita Anual Permitida
associada às instalações classificadas como ICG, conforme respectivo Contrato de Concessão, será
contabilizada e rateada pelas centrais geradoras que se conectam às ICG.
26. As instalações de interesse exclusivo e caráter individual, quando licitadas, serão custeadas
exclusivamente pela central de geração usuária.
27. Para o cálculo dos Encargos de ICG associados às centrais de geração, considerou-se como
máximas potências injetáveis, conforme § 1º do art. 5º da REN nº 320/2008, o maior valor entre o montante
de uso contratado no CUST e a potência declarada pela central de geração na chamada pública, no caso de
novas ICG, ou a potência considerada na Resolução que autoriza reforços para a ampliação de ICG
existentes.
28. Esse entendimento deriva do fato de que os estudos que subsidiam o planejamento e
dimensionamento das instalações de ICG têm como base as informações que constam na chamada pública
ou no ato que autoriza os reforços para a ampliação das ICG existentes. Não foram considerados os MUST
contratados na modalidade consumo pelas centrais de geração, visto que a máxima utilização da rede se dá
na modalidade geração.
29. Para o cálculo dos Encargos de ICG associados às distribuidoras, considerou-se o maior
valor entre os MUST contratados nos horários de ponta e fora de ponta de forma a remunerar a máxima
utilização da rede.
30. Os MUST de cada usuário considerados no cálculo dos encargos de ICG constam no Anexo
VIII desta Nota Técnica.
31. Além disso, de acordo com o § 5º do art. 8 da REN nº 320, de 2008, os encargos de conexão
de novos acessantes às ICG existentes será contabilizado e abatido do encargo de conexão devido pelos
demais usuários, inclusive eventuais passivos financeiros decorrentes da entrada de acessantes no decorrer
do ciclo tarifário, que não estavam previstos na Resolução Homologatória nº 1.918/2015. Desta forma, tais
passivos serão calculados e abatidos, na proporção dos MUST contratados, dos encargos de ICG de cada
usuário que compartilha a ICG.
32. Cumpre destacar que a Transmissora Cearense II Ltda. não respondeu ao Ofício
nº 021/2016-SGT/ANEEL informando as centrais geradoras que celebraram o respectivo CCT. Além disso,
conforme informações contidas na Carta ONS 0655/100/2016, nenhuma das centrais geradoras que
participaram da CP nº 001/2012 celebraram CUST até o momento. Sendo assim, não há condições para
efetuar o cálculo dos respectivos encargos de ICG.

(Fl. 7 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
III.3 Dos Procedimentos de Cálculo
III.3.1 Chamada Pública nº 001/2008
33. As centrais geradoras participantes da CP nº 001/2008 tiveram seus encargos de conexão
estabilizados conforme art. 6º da REN nº 320/2008, e estabelecidos por meio da REH nº 681/2008. O início
do período de estabilização se deu no ciclo 2010-2011. Sendo assim, o período de estabilização de cinco
ciclos tarifários findou-se no ciclo 2014-2015, de modo que no processo de reajuste do ciclo tarifário 20152016 foi realizada a desestabilização dos encargos de ICG das centrais de geração participantes da CP nº
001/2008, conforme consta na Nota Técnica nº 155/2015-SGT/ANEEL.
III.3.1.1 Correção do Encargo de Conexão da ICG Jataí – Despacho nº 585/2016
34. Conforme consta Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016, que instruiu a
emissão do Despacho nº 585/2016, os encargos de conexão da ICG Jataí homologados pela REH
nº 1.918/2015 foram calculados considerando a localização equivocada da usina UTE Água Emendada, uma
vez que a localização original desse empreendimento foi alterada pelo Despacho nº 2.050/2010.
35. Sendo assim, por meio do Despacho nº 585/2016 os encargos de conexão da ICG Jataí
foram retificados de modo a considerar a posição correta da usina. Dessa forma, no ciclo 2016-2017, será
considerado o financeiro apresentando na Tabela II referente à diferença entre o encargo da ICG Jataí
publicado pela REH nº 1.918/2015 e pelo Despacho nº 585/2016.
Tabela II: Financeiros referentes à diferença entre o encargo da ICG Jataí publicado pela REH nº 1.918/2015 e pelo
Despacho nº 585/2016.
Financeiro (R$) –

Contrato Transmissora ICG Usuário
Junho/16
UTE Jataí 0,00
PCH Alto Taquari 1.059.298,30

009/2009 TER ICG Jataí
UTE Morro Vermelho 898.798,56
UTE Água Emendada -1.958.096,86
III.3.1.2 Desestabilização dos Encargos de ICG estabelecidos por meio da REH nº 681/2008
36. Conforme mencionado, as centrais geradoras que participaram da CP nº 001/2008 tiveram os
seus Encargos de ICG estabilizados, conforme art. 6º da REN nº 320/2008, por cinco ciclos tarifários e foram
estabelecidos por meio da REH nº 681/2008. O período de estabilização encerrou-se no ciclo 2014-2015 e no
processo de reajuste do ciclo tarifário 2015-2016 foi realizada a desestabilização desses encargos, conforme
consta na Nota Técnica nº 155/2015-SGT/ANEEL.
37. Com a desestabilização dos encargos de conexão de ICG, foram calculados: (i) os passivos
financeiros associados a diferença apurada, para mais ou para menos, entre a receita recebida pelas
transmissoras por meio do pagamento do encargo estabilizado de ICG e a receita necessária às ICG, ao
longo do período de estabilização; (ii) os passivos financeiros associados à reversão das garantias financeiras
executadas em desfavor das centrais de geração que não celebraram o CCT; e (iii) os passivos financeiros

(Fl. 8 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
associados ao ingresso de novos acessantes nas ICG ao longo do período de estabilização, conforme
apresentado na Nota Técnica nº 155/2015-SGT/ANEEL.
38. A Tabela III apresenta os valores dos passivos financeiros pendentes de compensação, para
cada central geradora participante da CP nº 001/2008, devido à entrada de novos acessantes ao longo do
período de estabilização, ao abatimento de garantias financeiras executadas em desfavor dos geradores que
não celebraram CCT e à diferença entre o valor recebido por meio dos encargos estabilizados e as receitas
associadas às instalações de ICG, conforme cada contrato de concessão, bem como o valor do passivo
financeiro resultante a ser considerado para cada central geradora no ciclo 2016-2017.
39. Os valores foram obtidos por meio da atualização, pelo IPCA, para preços de junho de 2016
dos valores constantes da tabela IX da Nota Técnica nº 155/2015-SGT/ANEEL, que instruiu a emissão da
REH 1.918/2015.
Tabela III: Passivos financeiros a compensar associados às centrais geradoras da CP 001/2008.
Financeiro
Financeiro devido Financeiro
devido à Financeiro a ser
à diferença entre devido à Entrada
Reversão de Considerado no

Transmissora Central Geradora valores Recebidos de Novos
Garantias Ciclo 2016-2017
e Devidos* Acessantes
Executadas (Jun/16)
(Jun/16) (Jun/16)
(Jun/16)

| UTE Porto das Águas | -1.463.522,65 | -659.771,36 | -940.273,77 | -1.609.580,05 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| UTE Costa Rica | -1.083.937,07 | -517.659,44 | -775.725,86 | -1.327.903,54 |  |
| ITATIM | UTE Nardini | -7.162.878,83 | -2.161.692,77 | -470.136,88 | -2.859.792,84 |
| PCH Indaiázinho | -1.643.119,52 | -546.878,42 | -146.800,24 | -892.970,31 |  |
| PCH Indaiá Grande | -2.966.167,81 | -947.880,47 | -234.950,90 | -1.429.181,47 |  |
| UTE Santa Luzia I | 0,00 | 1.943.955,00 | 0,00 | 852.462,82 |  |

BRILHANTE

| UTE Eldorado | 0,00 | 1.432.425,80 | 0,00 | 628.147,12 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| UTE Alto Taquari | 0,00 | -42.487,77 | 0,00 | -42.487,77 |
| UTE Morro Vermelho | 0,00 | -40.145,88 | 0,00 | -40.145,88 |
| UTE Agua Emendada | 0,00 | -7.318,57 | 0,00 | -7.318,57 |
| UTE Jataí | 0,00 | -10.137,98 | 0,00 | -10.137,98 |

TRANSENERGIA

UTE Quirinópolis 0,00 -486.446,52 0,00 -486.446,52
UTE Boa Vista 0,00 -608.058,14 0,00 -608.058,14
UTE Tropical

0,00 0,00 0,00 0,00
Bioenergia I
* O repasse desse financeiro obedece ao limite de 20% da RAP de ICG conforme estabelecido no contrato de concessão.
40. A Tabela IV apresenta os valores dos financeiros residuais, por central geradora, a serem
atualizados e considerados nos próximos ciclos tarifários até que sejam plenamente compensados.
Tabela IV: Financeiros residuais associados às centrais geradoras da CP 001/2008.
Financeiro Financeiro
Financeiro residual Financeiro
residual devido à residual devido à
devido à diferença residual a ser
Reversão de Entrada de

Transmissora Central Geradora entre valores considerado nos
Garantias Novos
Recebidos e próximos ciclos
Executadas Acessantes
Devidos* (Jun/16) tarifários (Jun/16)
(Jun/16) (Jun/16)

UTE Porto das Águas 0,00 -659.771,36 -794.216,37 -1.453.987,73
ITATIM UTE Costa Rica 0,00 -517.659,44 -531.759,38 -1.049.418,81
UTE Nardini -4.303.085,99 -2.161.692,77 -470.136,88 -6.934.915,65

(Fl. 9 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)

PCH Indaiázinho -750.149,21 -546.878,42 -146.800,24 -1.443.827,87
PCH Indaiá Grande -1.536.986,34 -947.880,47 -234.950,90 -2.719.817,71
UTE Santa Luzia I 0,00 1.091.492,18 0,00 1.091.492,18
BRILHANTE

| UTE Eldorado | 0,00 | 804.278,68 | 0,00 | 804.278,68 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| UTE Alto Taquari | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| UTE Morro Vermelho | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| UTE Agua Emendada | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| UTE Jatai | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |

TRANSENERGIA

UTE Quirinópolis 0,00 0,00 0,00 0,00
UTE Boa Vista 0,00 0,00 0,00 0,00
UTE Tropical

0,00 0,00 0,00 0,00
Bioenergia I
* O repasse desse financeiro obedece ao limite de 20% da RAP de ICG estabelecido no contrato de concessão.
41. Para o caso da ICG Jataí, além dos financeiros constantes da Tabela III, devem ser
considerados os financeiros da Tabela II, de modo que no caso da UTE Água Emendada restará o valor de
755.908,02 a ser recebido pelo gerador nos ciclos seguintes, conforme Tabela V.
Tabela V: Financeiros residuais associados às centrais geradoras da CP 001/2008.
Financeiro devido
Financeiros Financeiro
à diferença entre o Financeiro total a
decorrentes da residual a ser
encargo publicado ser Considerado

Transmissora Central Geradora desestabilização considerado nos
na REH 1.918/2015 no Ciclo 2016dos encargos próximos ciclos
e no DSP 585/2016 2017 (Jun/16)
(Jun/16) tarifários (Jun/16)
(Jun/16)

UTE Alto Taquari -42.487,77 1.059.298,30 1.016.810,53 0,00
UTE Morro Vermelho -40.145,88 898.798,56 858.652,68 0,00
TRANSENERGIA

UTE Agua Emendada -7.318,57 -1.958.096,86 -1.209.507,41 -755.908,02
UTE Jatai -10.137,98 0,00 -10.137,98 0,00
42. O Anexo II apresenta os valores dos encargos de IEG e o Anexo III os valores dos encargos
de ICG para o Ciclo 2016-2017, atualizados a preços de junho de 2016, para as centrais de geração
habilitadas na Chamada Pública nº 001/2008 e novos acessantes, considerando os respectivos financeiros.
III.3.2 Demais Chamadas Públicas
43. Os encargos de conexão referentes ao ciclo tarifário 2016-2017 das centrais de geração
habilitadas nas Chamadas Públicas 001/2009, 001/2010 e 001/2011 e de novos acessantes estão dispostos
no Anexo III e foram calculados considerando as RAP das ICG constantes nos respectivos contratos de
concessão de transmissão, os respectivos efeitos financeiros e a metodologia disposta no art. 5º da REN nº
320, de 2008.
44. Com base no § 3º do art. 8º da REN nº 320, de 2008, as REA nº 4.316/2013, nº 4.443/2013,
nº 4.445/2013 e nº 4.876/2014, e nº 5.657/2016 autorizaram a CHESF, a ETN e a TER a implantar reforços
nas instalações de transmissão sob suas responsabilidades e estabeleceram em seu art. 2º as condições e
os valores das correspondentes parcelas adicionais à RAP, bem como os cronogramas para a
disponibilização das instalações para atendimento das centrais de geração que celebraram CCT, conforme
Tabela VI.

(Fl. 10 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Tabela VI: Centrais geradoras que celebraram CCT para conexão nos reforços autorizados pelas REA
nº 4.316/2013, nº 4.443/2013, nº 4.445/2013, 4.876/2014 e 5.657/2016.
REA Central Geradora
REA 4.316/2013 EOL EMILIANA
REA 4.316/2013 EOL JOANA
REA 4.443/2013 EOL BAIXA DO FEIJÃO I
REA 4.443/2013 EOL BAIXA DO FEIJÃO II
REA 4.443/2013 EOL BAIXA DO FEIJÃO III
REA 4.443/2013 EOL BAIXA DO FEIJÃO IV
REA 4.443/2013 EOL CAMPO DOS VENTOS V
REA 4.443/2013 EOL CAMPO DOS VENTOS III
REA 4.443/2013 EOL CAMPO DOS VENTOS I
REA 4.443/2013 EOL SANTA HELENA
REA 4.443/2013 EOL SANTA MARIA
REA 4.443/2013 EOL VENTOS DE SANTO URIEL
REA 4.443/2013 EOL MORRO DOS VENTOS II
REA 4.443/2013 EOL SANTA MÔNICA
REA 4.443/2013 EOL SANTA ÚRSULA
REA 4.443/2013 EOL SANTO DIMAS
REA 4.443/2013 EOL SÃO BENEDITO
REA 4.443/2013 EOL SÃO DOMINGOS
REA 4.443/2013 EOL SÃO MARTINHO
REA 4.443/2013 EOL CABEÇO PRETO III
REA 4.443/2013 EOL CABEÇO PRETO V
REA 4.443/2013 EOL CABEÇO PRETO VI
REA 4.445/2013 EOL MODELO I
REA 4.445/2013 EOL MODELO II
REA 4.876/2014 EOL PELADO
REA 4.876/2014 EOL LANCHINHA
REA 4.876/2014 EOL MACAMBIRA I
REA 4.876/2014 EOL MACAMBIRA II
REA 4.876/2014 EOL CALANGO 6
REA 4.876/2014 EOL SANTANA I
REA 4.876/2014 EOL SANTANA II
REA 5.657/2016 CELG-D
45. Desta forma, com base no § 4º do art. 8º da REN nº 320, de 2008, devem ser estabelecidos
os valores dos encargos de conexão para as centrais de geração constantes da Tabela VI, solicitantes do
acesso às ICG, de forma a custearem as receitas oriundas dos respectivos empreendimentos ora
autorizados.

(Fl. 11 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
46. Em consequência, as centrais de geração originárias das ICG João Câmara II, João Câmara
III, Igaporã II, Lagoa Nova II e Edéia terão seus encargos recalculados considerando as novas centrais de
geração acessantes no rateio das receitas inicialmente estabelecidas para os Contratos de Concessão nº
019/2010, 008/2011, 020/2010, 010/2011 e 009/2009, respectivamente, conforme dispõe o § 5º do art. 8º da
REN nº 320, de 2008.
47. Desta forma, os Anexos IV, V, VI e VII apresentam os encargos de conexão devidos pelos
usuários das ICG Igaporã II, João Câmara II, Lagoa Nova II e Edéia a partir da entrada em operação
comercial das instalações autorizadas pelas REA nº 4.316/2013, nº 4.445/2013, 4.876/2014 e nº 5.657/2016.
48. Os encargos de conexão devidos pelos usuários da ICG João Câmara III, apresentados no
Anexo III, já incorporam os valores das parcelas adicionais de RAP estabelecidas pela REA 4.443/2013, uma
vez que os reforços autorizados por essa Resolução já se encontram em operação comercial.
III.3.2.1 Diferença Entre os Encargos de ICG Publicados na REH nº 1.918/2015 e no Despacho nº
585/2016
49. Conforme consta na Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, 12/02/2016, que instruiu a
emissão do Despacho nº 585/2016, os Encargos Anuais de Conexão para ciclo 2015-2016 referente ao
custeio da ICG João Câmara III foram recalculados de modo a incluir a Central Eólica Morro dos Ventos II que
não havia sido considerada no rateio desses Encargos constante no Anexo VII da REH nº 1.918/2015.
50. Além disso, por meio do Despacho nº 585/2016, foram corrigidos os Encargos Anuais de
Conexão de ICG para ciclo 2015-2016 das centrais geradoras EOL Santa Maria, EOL Santa Helena e EOL
Ventos de Santo Uriel, uma vez que os componentes financeiros referentes a esses usuários foram
considerados em duplicidade na REH nº 1.918/2015.
51. Sendo assim, foi calculado um passivo financeiro, apresentado na Tabela VII, devido à
diferença entre o Encargo de Conexão da ICG João Câmara III publicado na REH nº 1.918/2015 e no
Despacho nº 585/2016 para cada usuário dessa ICG. As planilhas contendo o detalhamento do cálculo
encontram-se anexas ao processo.
Tabela VII: Financeiros referentes à diferença entre os encargos publicados na REH nº 1.918/2015 e no DSP nº 585/2016.
Financeiro (R$) –

Contrato Transmissora ICG Usuário
Junho/16
EOL Eurus I 6.077,51
EOL Eurus III 6.077,51
EOL Eurus II 6.077,51
EOL Renascença V 6.077,51
EOL Ventos de São Miguel 6.077,51
EOL Renascença I 6.077,51

008/2011 EXTREMOZ ICG João Câmara III EOL Renascença II 6.077,51
EOL Renascença III 6.077,51
EOL Renascença IV 6.077,51
EOL Pedra Preta 4.193,47
EOL Juremas 3.261,60
EOL Costa Branca 4.193,47
EOL Macacos 4.193,47

(Fl. 12 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Financeiro (R$) –

Contrato Transmissora ICG Usuário
Junho/16
EOL Campo dos Ventos II 6.077,51
EOL Asa Branca IV 6.077,51
EOL Asa Branca V 6.077,51
EOL Asa Branca VI 6.077,51
EOL Asa Branca VII 6.077,51
EOL Asa Branca VIII 6.077,51
EOL São Bento do Norte 6.077,51
EOL Olho D'Água 6.077,51
EOL Farol 4.011,16
EOL Boa Vista 2.678,16
EOL Nova Eurus IV 6.077,51
EOL Asa Branca I 6.077,51
EOL Asa Branca II 6.077,51
EOL Asa Branca III 6.077,51
EOL Santa Maria -168.576,29
EOL Santa Helena -168.576,29
EOL Ventos de Santo Uriel -88.724,36
EOL Morro dos Ventos II 275.717,98
III.3.2.2 Dos Usuários que não constaram no Despacho nº 585/2016 - ICG João Câmara III após entrada
em operação comercial da REA 4.443/2013
52. Não constaram no rateio dos Encargos Anuais de Conexão para ciclo 2015-2016 referente ao
custeio dos reforços na ICG João Câmara III autorizados por meio da REA 4.443/2013 constantes do
Despacho nº 585/2015 as centrais eólicas Cabeço Preto III, Cabeço Preto V e Cabeço Preto VI.
53. No entanto, de acordo com a carta nº CE-ETN 0457/2016, a ETN informou que as referidas
centrais eólicas assinaram o respectivo CCT em 1/6/2015.
54. Sendo assim, considerando que os reforços autorizados por meio da REA 4.443/2013
entraram em operação comercial em 14/3/2016, foi calculado um passivo financeiro, apresentado na Tabela
VIII, associado a inclusão das centrais eólicas Cabeço Preto III, Cabeço Preto V e Cabeço Preto VI no cálculo
dos Encargos Anuais de Conexão para ciclo 2015-2016 referente ao custeio dos reforços na ICG João
Câmara III autorizados por meio da REA 4.443/2013 desde sua entrada em operação comercial em 14/3/2016
até 30/6/2016. As planilhas contendo o detalhamento do cálculo encontram-se anexas ao processo.
Tabela VIII: Financeiros referentes à inclusão das centrais eólicas Cabeço Preto III, Cabeço Preto V e Cabeço Preto VI no
cálculo dos encargos de conexão de ICG referente ao custeio dos reforços autorizados por meio da REA 4.443/2013.
Financeiro (R$) –

Contrato Transmissora ICG Usuário
Junho/16
EOL Santa Maria -29.830,37
EOL Santa Helena -29.830,37
EOL Ventos de Santo Uriel -15.700,19

008/2011 EXTREMOZ ICG João Câmara III
EOL Morro dos Ventos II -32.644,14
EOL Baixa do Feijão I -31.400,39
EOL Baixa do Feijão II -31.400,39

(Fl. 13 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Financeiro (R$) –

Contrato Transmissora ICG Usuário
Junho/16
EOL Baixa do Feijão III -31.400,39
EOL Baixa do Feijão IV -31.400,39
EOL Campo dos Ventos I -31.400,39
EOL Campo dos Ventos III -31.400,39
EOL Campo dos Ventos V -27.213,67
EOL Santa Mônica -31.400,39
EOL Santa Úrsula -29.307,03
EOL Santo Dimas -31.295,72
EOL São Benedito -31.295,72
EOL São Domingos -31.295,72
EOL São Martinho -31.295,72
EOL Cabeço Preto III 169.837,12
EOL Cabeço Preto V 169.837,12
EOL Cabeço Preto VI 169.837,12
III.3.2.3 Da Entrada em Operação Comercial da REA 5.515/2015 – ICG João Câmara III
55. Por meio da REA nº 5.515, de 13/10/2015, a ANEEL alterou a REA nº 4.443/2013,
autorizando a ETN a implantar uma interligação de semi-barra em 138 kV referente ao 3º e 4º Banco de
Transformadores 500/138 kV da SE João Câmara III e estabeleceu a parcela adicional de RAP associada a
essa obra.
56. O referido reforço entrou em operação comercial em 14/05/2016, no entanto, as parcelas
adicionais de RAP associadas à REA nº 5.515/2015 não foram consideradas no cálculo dos Encargos Anuais
de Conexão para ciclo 2015-2016 referente ao custeio da ICG João Câmara III após a entrada em operação
comercial da REA 4.443/2013 constantes no Anexo VII da REH nº 1.918/2015, uma vez que a REA
5.515/2015 foi publicada posteriormente à REH 1.918/2015.
57. Dessa forma, foi calculado um passivo financeiro, apresentado na Tabela IX, devido à
entrada em operação comercial em 14/05/2016 dos reforços autorizados pela REA 5.515/2015 e que não
foram considerados no cálculo dos Encargos Anuais de Conexão para ciclo 2015-2016 referente ao custeio
da ICG João Câmara III constantes no Anexo VII da REH nº 1.918/2015.
Tabela IX: Financeiros referentes à entrada em operação comercial dos reforços autorizados pela REA 5.515/2015.
Financeiro (R$) –

Contrato Transmissora ICG Usuário
Junho/16
EOL Santa Maria 1.567,99
EOL Santa Helena 1.567,99
EOL Ventos de Santo Uriel 825,26
EOL Morro dos Ventos II 1.584,49
EOL Baixa do Feijão I 1.650,52

008/2011 EXTREMOZ ICG João Câmara III
EOL Baixa do Feijão II 1.650,52
EOL Baixa do Feijão III 1.650,52
EOL Baixa do Feijão IV 1.650,52
EOL Campo dos Ventos I 1.650,52
EOL Campo dos Ventos III 1.650,52

(Fl. 14 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Financeiro (R$) –

Contrato Transmissora ICG Usuário
Junho/16
EOL Campo dos Ventos V 1.430,45
EOL Santa Mônica 1.650,52
EOL Santa Úrsula 1.540,48
EOL Santo Dimas 1.645,01
EOL São Benedito 1.645,01
EOL São Domingos 1.645,01
EOL São Martinho 1.645,01
EOL Cabeço Preto III 1.584,49
EOL Cabeço Preto V 1.584,49
EOL Cabeço Preto VI 1.584,49
58. Portanto, os encargos de conexão para as centrais de geração habilitadas nas Chamadas
Públicas 001/2009, 001/2010 e 001/2011 e novos acessantes, estão apresentados no Anexo III, a preços de
junho de 2016, considerando também os respectivos efeitos financeiros calculados nesta Nota Técnica.
IV – DO FUNDAMENTO LEGAL
59. Art. 15, § 6°, da Lei n° 9.074, de 7 de julho de 1995; Resolução nº 281, de 4 de outubro de
1999; Resolução Normativa nº 320, de 10 de junho de 2008; Resolução Homologatória nº 681, de 29 de julho
de 2008.
V – DA CONCLUSÃO
60. Diante do exposto, conclui-se pela necessidade de publicação dos valores atualizados dos
encargos de conexão de IEG e ICG a vigorarem de 1º de julho de 2016 a 30 de junho de 2017, conforme
Anexos II, III, IV, V, VI e VII desta Nota Técnica.

(Fl. 15 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
VI – DA RECOMENDAÇÃO
61. Publicação de anexo específico com os valores dos encargos anuais de ICG e IEG a serem
pagos pelas centrais geradoras na Resolução Homologatória que aprova o reajuste das receitas anuais
permitidas das concessionárias de transmissão para o ciclo 2016-2017.
MATEUS DE OLIVEIRA FERREIRA DENIS PEREZ JANNUZZI
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo:
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária

ANEXO I
SITUAÇÃO CONTRATUAL DAS CENTRAIS DE GERAÇÃO HABILITADAS NAS CHAMADAS PÚBLICAS Nº 001/2008, 001/2009, 001/2010, 001/2011 e
001/2012.
Tabela I – Situação Contratual - Chamada Pública 001/2008.

Transmissora Contrato de Concessão ICG Usuário Situação atual do CCT
UTE Porto das Águas VIGENTE
UTE Nardini VIGENTE
PCH Indaiázinho VIGENTE
PCH Indaiá Grande VIGENTE

ICG Chapadão UTE Costa Rica VIGENTE
ITATIM 007/2009 UTE Entre Rios NÃO CELEBROU CCT
UTE Chapadão NÃO CELEBROU CCT
UTE Iaco VIGENTE
Energisa MS VIGENTE
UTE Parnaíba I NÃO CELEBROU CCT
ICG Inocência
UTE Parnaíba II NÃO CELEBROU CCT
UTE Santa Luzia I VIGENTE

ICG Rio Brilhante UTE Eldorado VIGENTE
UTE Santa Luzia II NÃO CELEBROU CCT

BRILHANTE 008/2009 UTE Terra Verde CCT REVOGADO
UTE Amandina CCT REVOGADO
ICG Ivinhema
UTE Ivinhema NÃO CELEBROU CCT
UTE Cerona NÃO CELEBROU CCT
48581.001960/2016-00

(Fl. 17 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
UTE Vale do Vacaria CCT REVOGADO
ICG Sidrolândia
UTE Anhanduí CCT REVOGADO
UTE Quirinópolis VIGENTE
ICG Quirinópolis
UTE Boa Vista VIGENTE
UTE Morro Vermelho VIGENTE
PCH Alto Taquari VIGENTE
UTE Água Emendada
ICG Jataí VIGENTE

TRANSENERGIA 009/2009 (antiga UTE Perolândia)
UTE Jataí VIGENTE
UTE Água Emendada CCT REVOGADO
UTE Bioenergia I VIGENTE

ICG Edéia UTE Bioenergia II VIGENTE
CELG-D VIGENTE

(Fl. 18 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Tabela II – Situação Contratual - Chamada Pública 001/2009.

Transmissora Contrato de Concessão ICG Usuário Situação atual do CCT
EOL Morro dos Ventos I VIGENTE
EOL Morro dos Ventos III VIGENTE
EOL Morro dos Ventos IV VIGENTE
EOL Morro dos Ventos VI VIGENTE
EOL Morro dos Ventos IX VIGENTE
EOL Santa Clara I VIGENTE
EOL Santa Clara II VIGENTE

CHESF 019/2010 ICG João Câmara II
EOL Santa Clara III VIGENTE
EOL Santa Clara IV VIGENTE
EOL Santa Clara V VIGENTE
EOL Santa Clara VI VIGENTE
EOL Eurus VI VIGENTE
EOL Modelo I VIGENTE
EOL Modelo II VIGENTE
EOL Alvorada VIGENTE
EOL Candiba VIGENTE
EOL Guanambi VIGENTE
EOL Guirapá VIGENTE
EOL Igaporã VIGENTE

CHESF 020/2010 ICG Igaporã II EOL Ilheus VIGENTE
EOL Licínio de Almeida VIGENTE
EOL Nossa Senhora da
VIGENTE
Conceição
EOL Pajeú do Vento VIGENTE
EOL Pindaí VIGENTE

(Fl. 19 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
EOL Planaltina VIGENTE
EOL Porto Seguro VIGENTE
EOL Rio Verde VIGENTE
EOL Serra do Salto VIGENTE
EOL Emiliana VIGENTE
EOL Joana VIGENTE
EOL Lagoa Seca VIGENTE
EOL Coqueiro VIGENTE
EOL Vento do Oeste VIGENTE

CHESF 021/2010 ICG Acaraú II EOL Cajucoco VIGENTE
EOL Garças VIGENTE
EOL Buriti VIGENTE
EOL Araras VIGENTE

(Fl. 20 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Tabela III – Situação Contratual - Chamada Pública 001/2010.

Transmissora Contrato de Concessão ICG Usuário Situação atual do CCT
EOL Eurus I VIGENTE
EOL Eurus III VIGENTE
EOL Eurus II VIGENTE
EOL Renascença V VIGENTE
EOL Ventos de São Miguel VIGENTE
EOL Renascença I VIGENTE
EOL Renascença II VIGENTE
EOL Renascença III VIGENTE
EOL Renascença IV VIGENTE
EOL Pedra Preta VIGENTE
EOL Juremas VIGENTE
EOL Costa Branca VIGENTE
EOL Macacos VIGENTE

EXTREMOZ 008/2011 ICG João Câmara III
EOL Campo dos Ventos II VIGENTE
EOL Asa Branca IV VIGENTE
EOL Asa Branca V VIGENTE
EOL Asa Branca VI VIGENTE
EOL Asa Branca VII VIGENTE
EOL Asa Branca VIII VIGENTE
EOL São Bento do Norte VIGENTE
EOL Olho D'Água VIGENTE
EOL Farol VIGENTE
EOL Boa Vista VIGENTE
EOL Nova Eurus IV VIGENTE
EOL Asa Branca I VIGENTE
EOL Asa Branca II VIGENTE

(Fl. 21 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
EOL Asa Branca III VIGENTE
EOL Santa Maria VIGENTE
EOL Santa Helena VIGENTE
EOL Ventos de Santo Uriel VIGENTE
EOL Baixa do Feijão I VIGENTE
EOL Baixa do Feijão II VIGENTE
EOL Baixa do Feijão III VIGENTE
EOL Baixa do Feijão IV VIGENTE
EOL Campo dos Ventos I VIGENTE
EOL Campo dos Ventos III VIGENTE
EOL Campo dos Ventos V VIGENTE
EOL Morro dos Ventos II VIGENTE
EOL Cabeço Preto III VIGENTE
EOL Cabeço Preto V VIGENTE
EOL Cabeço Preto VI VIGENTE
EOL Santa Mônica VIGENTE
EOL Santa Úrsula VIGENTE
EOL Santo Dimas VIGENTE
EOL São Benedito VIGENTE
EOL São Domingos VIGENTE
EOL São Martinho VIGENTE
Iraúna I NÃO CELEBROU CCT
Iraúna II NÃO CELEBROU CCT
Iraúna IX NÃO CELEBROU CCT
Iraúna X NÃO CELEBROU CCT
Iraúna XI NÃO CELEBROU CCT
Iraúna XII NÃO CELEBROU CCT
Iraúna XIII NÃO CELEBROU CCT
Iraúna XIV NÃO CELEBROU CCT

(Fl. 22 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Iraúna XV NÃO CELEBROU CCT
Iraúna XVI NÃO CELEBROU CCT
Iraúna XVII NÃO CELEBROU CCT
EOL Cristal VIGENTE

CHESF 009/2011 ICG Morro do Chapéu EOL Primavera VIGENTE
EOL São Judas VIGENTE
EOL Calango 1 VIGENTE
EOL Calango 2 VIGENTE
EOL Calango 3 VIGENTE
EOL Calango 4 VIGENTE
EOL Calango 5 VIGENTE
EOL Serra da Santana III VIGENTE
EOL Serra da Santana I VIGENTE

CHESF 010/2011 ICG Lagoa Nova II EOL Serra da Santana II VIGENTE
EOL Lanchinha VIGENTE
EOL Pelado VIGENTE
EOL Macambira I VIGENTE
EOL Macambira II VIGENTE
EOL Calango 6 VIGENTE
EOL Santana I VIGENTE
EOL Santana II VIGENTE
EOL Vento Formoso VIGENTE
EOL Ventos do Morro do
VIGENTE
Chapéu

CHESF 011/2011 ICG Ibiapina EOL Nova Ventos do Parazinho VIGENTE
EOL Ventos de Tianguá VIGENTE
EOL Ventos Tianguá Norte VIGENTE
EOL Malhadinha I VIGENTE

(Fl. 23 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Tabela IV – Situação Contratual - Chamada Pública 001/2011.

Transmissora Contrato de Concessão ICG Usuário Situação atual do CCT
EOL São João VIGENTE
EOL Reduto VIGENTE
ICG Touros
EOL Santo Cristo VIGENTE
EOL Carnaúbas VIGENTE
CHESF 018/2012
EOL Pau Brasil VIGENTE
EOL São Paulo VIGENTE
ICG Mossoró IV
EOL Famosa I VIGENTE
EOL Rosada VIGENTE
EOL Teiu VIGENTE
EOL Angical VIGENTE
EOL Caititu VIGENTE
EOL Coqueirinho VIGENTE
EOL Corrupião VIGENTE
EOL Inhambu VIGENTE

CHESF 019/2012 ICG Pindaí II
EOL Tamanduá Mirim VIGENTE
EOL Borgo VIGENTE
EOL Caetité VIGENTE
EOL Espigão VIGENTE
EOL Pelourinho VIGENTE
EOL Serra do Espinhaço VIGENTE

(Fl. 24 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Tabela V – Situação Contratual - Chamada Pública 001/2012.

Transmissora Contrato de Concessão ICG Usuário Situação atual do CCT
EOL Goiabeira NÃO CELEBROU CCT
EOL Ubatuba NÃO CELEBROU CCT
EOL Santa Catarina NÃO CELEBROU CCT
EOL Pitombeira NÃO CELEBROU CCT
EOL São Januário NÃO CELEBROU CCT
EOL Nossa Senhora de Fátima NÃO CELEBROU CCT
EOL Jandaia NÃO CELEBROU CCT

CEARENSE II 013/2014 ICG Aracati III
EOL São Clemente NÃO CELEBROU CCT
EOL Jandaia I NÃO CELEBROU CCT
EOL Ventos do Horizonte NÃO CELEBROU CCT
EOL Caiçara I NÃO CELEBROU CCT
EOL Caiçara II NÃO CELEBROU CCT
EOL Junco I NÃO CELEBROU CCT
EOL Junco II NÃO CELEBROU CCT

ANEXO II
ENCARGOS ANUAIS DE CONEXÃO, PARA O CICLO 2016-2017, ASSOCIADOS ÀS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE INTERESSE EXCLUSIVO
DE CENTRAIS DE GERAÇÃO PARA CONEXÃO INDIVIDUAL – IEG.
Encargo de IEG para o Ciclo

Ato Coletora Usuário
2016-2017 (R$ - Jun/2016)
UTE Porto das Águas 2.393.721,17
UTE Costa Rica 3.374.481,92

CHAPADÃO UTE Nardini 2.185.932,86
PCH Indaiá Grande 914.268,51
PCH Indaiázinho 315.838,20
UTE Santa Luzia I 2.541.637,11
RIO BRILHANTE

CP 001/2008 UTE Eldorado 1.946.032,37
UTE Quirinópolis 2.085.540,50
QUIRINÓPOLIS
UTE Boa Vista 1.434.166,19
UTE Jataí 2.628.352,39
UTE Alto Taquari 1.639.863,35
JATAÍ
UTE Morro Vermelho 297.118,07
UTE Água Emendada 2.039.830,06
48581.001960/2016-00

(Fl. 26 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
ANEXO III
ENCARGOS ANUAIS DE CONEXÃO DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE INTERESSE EXCLUSIVO DE CENTRAIS DE GERAÇÃO PARA
CONEXÃO COMPARTILHADA – ICG PARA O CICLO 2016-2017.
Encargo Anual de ICG para o
Ato ICG Usuário
Ciclo 2016-2017* (R$ - Jun/2016)
UTE Porto das Águas 0,00
UTE Costa Rica 0,00

CP 001/2008 UTE Nardini 0,00
CHAPADÃO PCH Indaiá Grande 0,00
PCH Indaiázinho 0,00
UTE Iaco 301.796,26
Pós CP 001/2008
ENERSUL 704.191,27
UTE Santa Luzia I 4.830.289,05
RIO BRILHANTE
UTE Eldorado 4.053.370,62
UTE Quirinópolis 830.957,11
QUIRINÓPOLIS
UTE Boa Vista 1.038.696,39

CP 001/2008 UTE Jataí 1.652.934,71
PCH Alto Taquari 8.981.396,42
JATAÍ
UTE Morro Vermelho 7.616.483,13
UTE Água Emendada 0,00
UTE Tropical Bioenergia I 2.672.625,71

EDÉIA UTE Tropical Bioenergia II 1.125.316,09
Pós CP 001/2008
CELG-D 1.172.204,26
EOL Morro dos Ventos I 184.036,55

CP 001/2009 JOÃO CÂMARA II EOL Morro dos Ventos III 184.036,55
EOL Morro dos Ventos IV 184.036,55

(Fl. 27 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Encargo Anual de ICG para o
Ato ICG Usuário
Ciclo 2016-2017* (R$ - Jun/2016)
EOL Morro dos Ventos VI 184.036,55
EOL Morro dos Ventos IX 184.036,55
EOL Eurus VI 52.320,22
EOL Santa Clara I 196.184,05
EOL Santa Clara II 196.184,05
EOL Santa Clara III 196.184,05
EOL Santa Clara IV 196.184,05
EOL Santa Clara V 196.184,05
EOL Santa Clara VI 196.184,05
EOL Modelo I 189.148,67
REA 4.189/2013
EOL Modelo II 165.185,58
EOL Alvorada 45.611,97
EOL Candiba 54.336,08
EOL Guanambi 117.852,64
EOL Guirapá 161.811,05
EOL Igaporã 177.801,32
EOL Ilheus 63.723,99
EOL Licínio de Almeida 135.413,49
CP 001/2009
EOL Nossa Senhora da Conceição 163.517,95
IGAPORÃ II
EOL Pajeú do Vento 147.017,98
EOL Pindaí 134.702,28
EOL Planaltina 156.210,31
EOL Porto Seguro 36.336,66
EOL Rio Verde 177.801,32
EOL Serra do Salto 108.672,17
EOL Emiliana 162.095,54
REA 4.065/2013
EOL Joana 162.095,54

(Fl. 28 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Encargo Anual de ICG para o
Ato ICG Usuário
Ciclo 2016-2017* (R$ - Jun/2016)
EOL Lagoa Seca 247.056,15
EOL Cajucoco 380.086,38
EOL Garças 380.086,38

CP 001/2009 ACARAÚ II EOL Buriti 380.086,38
EOL Araras 380.086,38
EOL Vento do Oeste 247.056,15
EOL Coqueiro 342.077,75
EOL Cristal 621.162,07

CP 001/2010 MORRO DO CHAPÉU EOL Primavera 621.162,07
EOL São Judas 621.162,07
EOL Eurus I 150.492,00
EOL Eurus III 150.492,00
EOL Eurus II 150.492,00
EOL Renascença V 150.492,00
EOL Ventos de São Miguel 150.492,00
EOL Renascença I 150.492,00
EOL Renascença II 150.492,00
EOL Renascença III 150.492,00

CP 001/2010 ICG JOÃO CÂMARA III EOL Renascença IV 150.492,00
EOL Pedra Preta 103.839,47
EOL Juremas 80.764,04
EOL Costa Branca 103.839,47
EOL Macacos 103.839,47
EOL Campo dos Ventos II 150.492,00
EOL Asa Branca IV 150.492,00
EOL Asa Branca V 150.492,00
EOL Asa Branca VI 150.492,00

(Fl. 29 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Encargo Anual de ICG para o
Ato ICG Usuário
Ciclo 2016-2017* (R$ - Jun/2016)
EOL Asa Branca VII 150.492,00
EOL Asa Branca VIII 150.492,00
EOL São Bento do Norte 150.492,00
EOL Olho D'Água 150.492,00
EOL Farol 99.324,72
EOL Boa Vista 68.146,06
EOL Nova Eurus IV 150.492,00
EOL Asa Branca I 150.492,00
EOL Asa Branca II 150.492,00
EOL Asa Branca III 150.492,00
EOL Santa Maria 516.586,27

DSP 3.101/2014 EOL Santa Helena 516.586,27
EOL Ventos de Santo Uriel 271.887,52
EOL Morro dos Ventos II 965.593,01
EOL Baixa do Feijão I 721.223,75
EOL Baixa do Feijão II 721.223,75
EOL Baixa do Feijão III 721.223,75
ICG JOÃO CÂMARA III
EOL Baixa do Feijão IV 721.223,75

(Considerando os Reforços EOL Campo dos Ventos I 721.223,75
Autorizados em Operação

Comercial) EOL Campo dos Ventos III 721.223,75
REA 4.443/2013
EOL Campo dos Ventos V 625.060,58
EOL Santa Mônica 721.223,75
EOL Santa Úrsula 673.142,17
EOL Santo Dimas 718.819,67
EOL São Benedito 718.819,67
EOL São Domingos 718.819,67
EOL São Martinho 718.819,67

(Fl. 30 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Encargo Anual de ICG para o
Ato ICG Usuário
Ciclo 2016-2017* (R$ - Jun/2016)
EOL Cabeço Preto III 892.356,29
EOL Cabeço Preto V 892.356,29
EOL Cabeço Preto VI 892.356,29
EOL Calango 1 282.607,20
EOL Calango 2 282.607,20
EOL Calango 3 282.607,20
EOL Calango 4 282.607,20
CP 001/2010
EOL Calango 5 282.607,20
LAGOA NOVA II
EOL Serra da Santana III 271.302,91
EOL Serra da Santana I 186.520,75
EOL Serra da Santana II 271.302,91
EOL Pelado 186.520,75
Pós CP 001/2010
EOL Lanchinha 271.302,91
EOL Vento Formoso 451.018,02
EOL Ventos do Morro do Chapéu 451.018,02

CP 001/2010 EOL Nova Ventos do Parazinho 451.018,02
IBIAPINA
EOL Ventos de Tianguá 451.018,02
EOL Ventos Tianguá Norte 451.018,02

pós CP 001/2010 EOL Malhadinha I 451.018,02
EOL Teiu 179.746,80
EOL Angical 163.406,18
EOL Caititu 226.726,08
EOL Coqueirinho 299.237,58
CP 001/2011 PINDAÍ II
EOL Corrupião 249.909,33
EOL Inhambu 306.386,60
EOL Tamanduá Mirim 299.237,58
EOL Borgo 205.891,79

(Fl. 31 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Encargo Anual de ICG para o
Ato ICG Usuário
Ciclo 2016-2017* (R$ - Jun/2016)
EOL Caetité 306.386,60
EOL Espigão 102.945,90
EOL Pelourinho 228.768,66
EOL Serra do Espinhaço 188.734,14
EOL São João 562.278,16
EOL Reduto 562.278,16
CP 001/2011 TOUROS
EOL Santo Cristo 562.278,16
EOL Carnaúbas 531.040,49
EOL Famosa I 539.588,15
EOL São Paulo 419.679,67
CP 001/2011 MOSSORÓ IV
EOL Pau Brasil 359.725,43
EOL Rosada 719.450,87
* Leva em consideração os financeiros calculados nesta Nota Técnica.

(Fl. 32 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
ANEXO IV
ENCARGOS ANUAIS DE CONEXÃO, PARA O CICLO 2016-2017, DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE INTERESSE EXCLUSIVO DE
CENTRAIS DE GERAÇÃO PARA CONEXÃO COMPARTILHADA – ICG PARA OS USUÁRIOS ACESSANTES DA ICG IGAPORÃ II APÓS A ENTRADA
EM OPERAÇÃO COMERCIAL DAS INSTALAÇÃOES AUTORIZADAS PELA REA Nº 4.316, DE 2013.
Encargos Anuais de ICG (R$ - Jun/2016)
Ato Usuário

| Compartilhado | REA 4.316/2013 | Encargo Total |  |
| --- | --- | --- | --- |
| EOL Alvorada | 45.611,97 | 0,00 | 45.611,97 |
| EOL Candiba | 54.336,08 | 0,00 | 54.336,08 |
| EOL Guanambi | 117.852,64 | 0,00 | 117.852,64 |
| EOL Guirapá | 161.811,05 | 0,00 | 161.811,05 |
| EOL Igaporã | 177.801,32 | 0,00 | 177.801,32 |
| EOL Ilheus | 63.723,99 | 0,00 | 63.723,99 |
| EOL Licínio de Almeida | 135.413,49 | 0,00 | 135.413,49 |

CP 001/2009

| EOL Nossa Senhora da Conceição | 163.517,95 | 0,00 | 163.517,95 |
| --- | --- | --- | --- |
| EOL Pajeú do Vento | 147.017,98 | 0,00 | 147.017,98 |
| EOL Pindaí | 134.702,28 | 0,00 | 134.702,28 |
| EOL Planaltina | 156.210,31 | 0,00 | 156.210,31 |
| EOL Porto Seguro | 36.336,66 | 0,00 | 36.336,66 |
| EOL Rio Verde | 177.801,32 | 0,00 | 177.801,32 |
| EOL Serra do Salto | 108.672,17 | 0,00 | 108.672,17 |
| EOL Emiliana | 162.095,54 | 1.035.092,56 | 1.197.188,10 |

REA 4.316/2013

EOL Joana 162.095,54 1.035.092,56 1.197.188,10

(Fl. 33 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
ANEXO V
ENCARGOS ANUAIS DE CONEXÃO, PARA O CICLO 2016-2017, DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE INTERESSE EXCLUSIVO DE
CENTRAIS DE GERAÇÃO PARA CONEXÃO COMPARTILHADA – ICG PARA AS CENTRAIS DE GERAÇÃO ACESSANTES DA ICG JOÃO CÂMARA II
APÓS A ENTRADA EM OPERAÇÃO COMERCIAL DAS INSTALAÇÃOES AUTORIZADAS PELA REA Nº 4.445, DE 2013.
Encargos Anuais de ICG (R$ - Jun/2016)
Ato Usuário

| Compartilhado | REA 4.445/2013 | Encargo Total |  |
| --- | --- | --- | --- |
| EOL Morro dos Ventos I | 184.036,55 | 0,00 | 184.036,55 |
| EOL Morro dos Ventos III | 184.036,55 | 0,00 | 184.036,55 |
| EOL Morro dos Ventos IV | 184.036,55 | 0,00 | 184.036,55 |
| EOL Morro dos Ventos VI | 184.036,55 | 0,00 | 184.036,55 |
| EOL Morro dos Ventos IX | 184.036,55 | 0,00 | 184.036,55 |
| EOL Eurus VI | 52.320,22 | 0,00 | 52.320,22 |

CP 001/2009

| EOL Santa Clara I | 196.184,05 | 0,00 | 196.184,05 |
| --- | --- | --- | --- |
| EOL Santa Clara II | 196.184,05 | 0,00 | 196.184,05 |
| EOL Santa Clara III | 196.184,05 | 0,00 | 196.184,05 |
| EOL Santa Clara IV | 196.184,05 | 0,00 | 196.184,05 |
| EOL Santa Clara V | 196.184,05 | 0,00 | 196.184,05 |
| EOL Santa Clara VI | 196.184,05 | 0,00 | 196.184,05 |
| EOL Modelo I | 189.148,67 | 1.036.377,84 | 1.225.526,51 |

REA 4.445/2013

EOL Modelo II 165.185,58 905.079,97 1.070.265,55

(Fl. 34 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
ANEXO VI
ENCARGOS ANUAIS DE CONEXÃO, PARA O CICLO 2016-2017, DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE INTERESSE EXCLUSIVO DE
CENTRAIS DE GERAÇÃO PARA CONEXÃO COMPARTILHADA – ICG PARA OS USUÁRIOS ACESSANTES DA ICG LAGOA NOVA II APÓS A
ENTRADA EM OPERAÇÃO COMERCIAL DAS INSTALAÇÃOES AUTORIZADAS PELA REA Nº 4.876, DE 2014.
Encargos Anuais de ICG (R$ - Jun/2016)
Ato Usuário

| Compartilhado | REA 4.876/2014 | Encargo Total |  |
| --- | --- | --- | --- |
| EOL Calango 1 | 195.978,86 | 0,00 | 195.978,86 |
| EOL Calango 2 | 195.978,86 | 0,00 | 195.978,86 |
| EOL Calango 3 | 195.978,86 | 0,00 | 195.978,86 |
| EOL Calango 4 | 195.978,86 | 0,00 | 195.978,86 |

CP 001/2010

| EOL Calango 5 | 195.978,86 | 0,00 | 195.978,86 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| EOL Serra da Santana III | 188.139,71 | 0,00 | 188.139,71 |  |
| EOL Serra da Santana I | 129.346,05 | 0,00 | 129.346,05 |  |
| EOL Serra da Santana II | 188.139,71 | 0,00 | 188.139,71 |  |
| EOL Pelado | 129.346,05 | 272.555,05 | 401.901,10 |  |
| EOL Lanchinha | 188.139,71 | 396.443,71 | 584.583,42 |  |
| EOL Macambira I | 130.652,57 | 275.308,13 | 405.960,71 |  |
| REA 4.876/2014 | EOL Macambira II | 117.587,32 | 247.777,32 | 365.364,64 |
| EOL Calango 6 | 195.978,86 | 412.962,20 | 608.941,06 |  |
| EOL Santana I | 195.978,86 | 412.962,20 | 608.941,06 |  |
| EOL Santana II | 156.783,09 | 330.369,76 | 487.152,85 |  |

(Fl. 35 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
ANEXO VI
ENCARGOS ANUAIS DE CONEXÃO, PARA O CICLO 2016-2017, DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE INTERESSE EXCLUSIVO DE
CENTRAIS DE GERAÇÃO PARA CONEXÃO COMPARTILHADA – ICG PARA OS USUÁRIOS ACESSANTES DA ICG EDÉIA APÓS A ENTRADA EM
OPERAÇÃO COMERCIAL DAS INSTALAÇÃOES AUTORIZADAS PELA REA Nº 5.657, DE 2016.
Encargos Anuais de ICG (R$ - Jun/2016)
Ato Usuário

Compartilhado REA 5.657/2016 Encargo Total
UTE Tropical Bioenergia I 2.672.625,71 0,00 2.672.625,71
CP 001/2008

UTE Tropical Bioenergia II 1.125.316,09 0,00 1.125.316,09
REA 5.657/2016 CELG-D 1.172.204,26 4.809.155,21 5.981.359,47

(Fl. 36 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
ANEXO VIII
MONTANTE DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO - MUST CONSIDERADO PARA O CÁLCULO DOS ENCARGOS DE CONEXÃO DE ICG.
Must Contratado Potência Declarada MUST Considerado*
Ato ICG Agente

| (MW) | no Ato (MW) | (MW) |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| UTE Porto das Águas | 80,00 | 80,00 | 80,00 |  |
| UTE Costa Rica | 55,00 | 66,00 | 66,00 |  |
| CP 001/2008 | UTE Nardini | 40,00 | 40,00 | 40,00 |
| ICG CHAPADÃO DO SUL | PCH Indaiá Grande | 19,99 | 18,30 | 19,99 |
| PCH Indaiázinho | 12,49 | 11,50 | 12,49 |  |
| UTE Iaco | 15,00 | - | 15,00 |  |

Pós CP 001/2008

ENERSUL 35,00 - 35,00
UTE Santa Luzia I 78,00 87,10 87,10
ICG RIO BRILHANTE

UTE Eldorado 75,00 66,00 75,00
UTE Quirinópolis 32,00 80,00 80,00
ICG QUIRINÓPOLIS

UTE Boa Vista 42,00 100,00 100,00
CP 001/2008 UTE Jataí 70,00 77,00 77,00
PCH Alto Taquari 50,00 66,00 66,00
ICG JATAÍ

| UTE Morro Vermelho | 50,00 | 56,00 | 56,00 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| UTE Água Emendada | 50,00 | 56,00 | 56,00 |  |
| UTE Tropical Bioenergia I | 42,00 | 57,00 | 57,00 |  |
| ICG EDÉIA | UTE Tropical Bioenergia II | 24,00 | - | 24,00 |

Pós CP 001/2008

| CELG-D | 25,00 | - | 25,00 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| EOL Morro dos Ventos I | 27,40 | 28,80 | 28,80 |  |  |
| EOL Morro dos Ventos III | 27,40 | 28,80 | 28,80 |  |  |
| CP 001/2009 | ICG JOÃO CÂMARA II | EOL Morro dos Ventos IV | 27,40 | 28,80 | 28,80 |
| EOL Morro dos Ventos VI | 27,40 | 28,80 | 28,80 |  |  |
| EOL Morro dos Ventos IX | 28,30 | 28,80 | 28,80 |  |  |

(Fl. 37 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Must Contratado Potência Declarada MUST Considerado*
Ato ICG Agente

| (MW) | no Ato (MW) | (MW) |  |
| --- | --- | --- | --- |
| EOL Eurus VI | 7,80 | 7,20 | 7,80 |
| EOL Santa Clara I | 29,24 | 28,80 | 29,24 |
| EOL Santa Clara II | 29,24 | 28,80 | 29,24 |
| EOL Santa Clara III | 29,24 | 28,80 | 29,24 |
| EOL Santa Clara IV | 29,24 | 28,80 | 29,24 |
| EOL Santa Clara V | 29,24 | 28,80 | 29,24 |
| EOL Santa Clara VI | 29,24 | 28,80 | 29,24 |
| EOL Modelo I | 29,60 | - | 29,60 |

REA 4.189/2013

| EOL Modelo II | 25,85 | - | 25,85 |
| --- | --- | --- | --- |
| EOL Alvorada | 7,70 | 7,50 | 7,70 |
| EOL Candiba | 9,17 | 9,00 | 9,17 |
| EOL Guanambi | 19,89 | 16,50 | 19,89 |
| EOL Guirapá | 27,30 | 27,00 | 27,30 |
| EOL Igaporã | 29,12 | 30,00 | 30,00 |
| EOL Ilheus | 10,75 | 10,50 | 10,75 |
| EOL Licínio de Almeida | 22,85 | 22,50 | 22,85 |

CP 001/2009

EOL Nossa Senhora da Conceição 27,59 24,00 27,59
ICG IGAPORÃ II

| EOL Pajeú do Vento | 24,81 | 24,00 | 24,81 |
| --- | --- | --- | --- |
| EOL Pindaí | 22,73 | 22,50 | 22,73 |
| EOL Planaltina | 26,36 | 25,50 | 26,36 |
| EOL Porto Seguro | 6,13 | 6,00 | 6,13 |
| EOL Rio Verde | 29,25 | 30,00 | 30,00 |
| EOL Serra do Salto | 18,34 | 15,00 | 18,34 |
| EOL Emiliana | 27,35 | - | 27,35 |

REA 4.065/2013

EOL Joana 27,35 - 27,35
EOL Lagoa Seca 19,23 19,50 19,50
CP 001/2009 ICG ACARAÚ II

EOL Cajucoco 29,59 30,00 30,00

(Fl. 38 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Must Contratado Potência Declarada MUST Considerado*
Ato ICG Agente

| (MW) | no Ato (MW) | (MW) |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| EOL Garças | 29,50 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Buriti | 29,52 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Araras | 29,52 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Vento do Oeste | 19,24 | 19,50 | 19,50 |  |  |
| EOL Coqueiro | 26,58 | 27,00 | 27,00 |  |  |
| EOL Cristal | 29,21 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| CP 001/2010 | ICG MORRO DO CHAPÉU | EOL Primavera | 29,35 | 30,00 | 30,00 |
| EOL São Judas | 29,08 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Eurus I | 29,00 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Eurus III | 28,80 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Eurus II | 29,75 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Renascença V | 29,75 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Ventos de São Miguel | 29,70 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Renascença I | 29,70 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Renascença II | 29,70 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Renascença III | 29,70 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Renascença IV | 29,70 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| CP 001/2010 | ICG JOÃO CÂMARA III | EOL Pedra Preta | 20,28 | 20,70 | 20,70 |
| EOL Juremas | 15,77 | 16,10 | 16,10 |  |  |
| EOL Costa Branca | 20,28 | 20,70 | 20,70 |  |  |
| EOL Macacos | 20,28 | 20,70 | 20,70 |  |  |
| EOL Campo dos Ventos II | 29,48 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Asa Branca IV | 30,00 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Asa Branca V | 30,00 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Asa Branca VI | 30,00 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Asa Branca VII | 30,00 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Asa Branca VIII | 30,00 | 30,00 | 30,00 |  |  |

(Fl. 39 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Must Contratado Potência Declarada MUST Considerado*
Ato ICG Agente

| (MW) | no Ato (MW) | (MW) |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| EOL São Bento do Norte | 29,30 | 30,00 | 30,00 |  |
| EOL Olho D'Água | 29,30 | 30,00 | 30,00 |  |
| EOL Farol | 19,45 | 19,80 | 19,80 |  |
| EOL Boa Vista | 13,60 | 12,60 | 13,60 |  |
| EOL Nova Eurus IV | 25,80 | 30,00 | 30,00 |  |
| EOL Asa Branca I | 25,80 | 30,00 | 30,00 |  |
| EOL Asa Branca II | 25,80 | 30,00 | 30,00 |  |
| EOL Asa Branca III | 25,80 | 30,00 | 30,00 |  |
| EOL Santa Maria | 28,50 | - | 28,50 |  |
| DSP 3.101/2014 | EOL Santa Helena | 28,50 | - | 28,50 |
| EOL Ventos de Santo Uriel | 15,00 | - | 15,00 |  |
| EOL Morro dos Ventos II | 28,16 | 28,80 | 28,80 |  |
| EOL Baixa do Feijão I | 28,98 | 30,00 | 30,00 |  |
| EOL Baixa do Feijão II | 28,98 | 30,00 | 30,00 |  |
| EOL Baixa do Feijão III | 28,98 | 30,00 | 30,00 |  |
| EOL Baixa do Feijão IV | 28,98 | 30,00 | 30,00 |  |
| EOL Campo dos Ventos I | 24,70 | 30,00 | 30,00 |  |
| EOL Campo dos Ventos III | 24,70 | 30,00 | 30,00 |  |
| EOL Campo dos Ventos V | 24,70 | 26,00 | 26,00 |  |

Pós CP 001/2010

| EOL Santa Mônica | - | 30,00 | 30,00 |
| --- | --- | --- | --- |
| EOL Santa Úrsula | - | 28,00 | 28,00 |
| EOL Santo Dimas | - | 29,90 | 29,90 |
| EOL São Benedito | - | 29,90 | 29,90 |
| EOL São Domingos | - | 29,90 | 29,90 |
| EOL São Martinho | - | 29,90 | 29,90 |
| EOL Cabeço Preto III | - | 28,80 | 28,80 |
| EOL Cabeço Preto V | - | 28,80 | 28,80 |

(Fl. 40 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Must Contratado Potência Declarada MUST Considerado*
Ato ICG Agente

| (MW) | no Ato (MW) | (MW) |  |
| --- | --- | --- | --- |
| EOL Cabeço Preto VI | - | 28,80 | 28,80 |
| EOL Calango 1 | 28,82 | 30,00 | 30,00 |
| EOL Calango 2 | 28,56 | 30,00 | 30,00 |
| EOL Calango 3 | 28,82 | 30,00 | 30,00 |
| EOL Calango 4 | 28,56 | 30,00 | 30,00 |

CP 001/2010

| EOL Calango 5 | 28,56 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| EOL Serra da Santana III | 28,50 | 28,80 | 28,80 |  |  |
| EOL Serra da Santana I | 19,00 | 19,80 | 19,80 |  |  |
| ICG LAGOA NOVA II | EOL Serra da Santana II | 28,50 | 28,80 | 28,80 |  |
| EOL Pelado | 19,50 | 19,80 | 19,80 |  |  |
| EOL Lanchinha | 27,00 | 28,80 | 28,80 |  |  |
| EOL Macambira I | 17,25 | 20,00 | 20,00 |  |  |
| Pós CP 001/2010 | EOL Macambira II | 17,25 | 18,00 | 18,00 |  |
| EOL Calango 6 | - | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Santana I | - | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Santana II | - | 24,00 | 24,00 |  |  |
| EOL Vento Formoso | 24,50 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Ventos do Morro do Chapéu | 24,50 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| CP 001/2010 | ICG IBIAPINA | EOL Nova Ventos do Parazinho | 26,10 | 30,00 | 30,00 |
| EOL Ventos de Tianguá | 24,50 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| EOL Ventos Tianguá Norte | 26,10 | 30,00 | 30,00 |  |  |
| Pós CP 001/2010 | ICG IBIAPINA | EOL Malhadinha I | 22,10 | 30,00 | 30,00 |
| EOL Teiu | 17,45 | 17,60 | 17,60 |  |  |
| EOL Angical | 15,82 | 16,00 | 16,00 |  |  |
| CP 001/2011 | ICG PINDAÍ | EOL Caititu | 22,20 | 20,80 | 22,20 |
| EOL Coqueirinho | 29,30 | 22,40 | 29,30 |  |  |
| EOL Corrupião | 24,47 | 22,40 | 24,47 |  |  |

(Fl. 41 da Nota Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21/06/2016)
Must Contratado Potência Declarada MUST Considerado*
Ato ICG Agente

| (MW) | no Ato (MW) | (MW) |  |
| --- | --- | --- | --- |
| EOL Inhambu | 30,00 | 25,60 | 30,00 |
| EOL Tamanduá Mirim | 29,30 | 24,00 | 29,30 |
| EOL Borgo | 20,16 | 19,20 | 20,16 |
| EOL Caetité | 30,00 | 28,80 | 30,00 |
| EOL Espigão | 10,08 | 9,60 | 10,08 |
| EOL Pelourinho | 21,84 | 22,40 | 22,40 |
| EOL Serra do Espinhaço | 18,48 | 17,60 | 18,48 |
| EOL São João | 26,48 | 28,80 | 28,80 |
| EOL Reduto | 26,48 | 28,80 | 28,80 |

CP 001/2011 ICG TOUROS

| EOL Santo Cristo | 26,12 | 28,80 | 28,80 |
| --- | --- | --- | --- |
| EOL Carnaúbas | 25,94 | 27,20 | 27,20 |
| EOL Famosa I | 22,38 | 22,50 | 22,50 |
| EOL São Paulo | 17,36 | 17,50 | 17,50 |

CP 001/2011 ICG MOSSORÓ

EOL Pau Brasil 14,91 15,00 15,00
EOL Rosada 29,82 30,00 30,00
* Considerou-se o maior valor entre a Potência Declarada no ato e o MUST contratado.