REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2896/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Estabelece o valor das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional, com vigência no período de 1º de julho de 2021 a 30 de junho de 2022, conforme Anexos I, II, II-A, III, III-A, IV e V desta Resolução.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-07-19
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.000490/2021-72.
INTERESSADOS: Concessionárias de transmissão de energia elétrica.
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT.
ASSUNTO: Estabelecimento das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Energia Elétrica – TUST, da
tarifa de transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional e dos encargos de uso do sistema
de transmissão para o Ciclo 2021-2022.
I – RELATÓRIO
1. A Resolução Autorizativa1 nº 7.953, de 25 de junho de 2019, aprovou o orçamento do
Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para o período de janeiro de 2019 a dezembro de 2021, a
preços de junho de 2019, a ser utilizado no cálculo dos encargos de uso do sistema de transmissão.
Homologatória2
2. Por sua vez, a Resolução nº 2.815, de 8 de dezembro de 2020, estabeleceu,
para o ano de 2021, as quotas de custeio e as de energia elétrica referentes ao Programa de Incentivo às
Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa).
3. Em 5 de fevereiro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) por meio do Ofício
22/2021-SGT/ANEEL3,
nº solicitou à Empresa de Pesquisa Energética (EPE) informações para o cálculo da
Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) do Ciclo 2021-2022.
1 Disponível em
2 Disponível em
3 Documento Sicnet nº 48581.000175/2021-00.

4. A Resolução Homologatória4 nº 2.864, de 27 de abril de 2021, estabeleceu, para o ano de
2021, o montante da quota anual da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para as concessionárias
de transmissão e os valores de TUST-CDE.
5. Em 1º de abril de 2021, mediante o Ofício nº 0320/2021/DEE/EPE5, a EPE disponibilizou a
base de dados do horizonte do Plano Decenal de Energia Elétrica (PDE 2030), bem como o Plano de
Expansão da Transmissão (PET)/Plano de Expansão de Longo Prazo (PELP).
6. Nesta mesma data, o ONS encaminhou por meio de correio eletrônico a base de dados
preliminar para o Ciclo 2021-2022, considerando o horizonte de médio prazo do Plano de Ampliações e
Reforços (PAR) – 2021-2022 a 2024-2025.
7. No período de 14 de abril a 11 de maio de 2021, a SGT submeteu à Tomada de Subsídios6
nº 006/2021 a Nota Técnica nº 58/2021-SGT/ANEEL7, de 12 de abril de 2021, que tratou da base de dados
preliminar para o cálculo das TUST/TUSDg do Ciclo Tarifário 2021-2022.
Carta8
8. Em 27 de maio de 2021, o ONS encaminhou a CTA-ONS DAC 1018/2021, informando
seu orçamento a ser considerado no cálculo da TUST do Ciclo 2021-2022.
75/2021-SGT/ANEEL9,
9. Em atenção ao Ofício nº de 24 de fevereiro de 2021, o ONS
encaminhou a Carta10 CTA-ONS DTA 1136/2021, de 9 de junho de 2021, com as informações necessárias
ao reajuste de receitas e ao estabelecimento das TUST para o Ciclo 2021-2022.
10. Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 20/2021, realizada em 24 de maio de 2021, o
processo foi a mim distribuído.
11. Por meio da Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL 11, de 5 de julho de 2021, a SGT
recomendou a publicação de Resolução Homologatória estabelecendo as tarifas e encargos de
4 Disponível em
5 Documento Sicnet nº 48581.000542/2021-00.
6
Disponível em
7 Documento Sicnet nº 48581.000545/2021-00.
8
Documento Sicnet nº 48513.014133/2021-00.
9 Documento Sicnet nº 48581.000318/2021-00.
10 Documento Sicnet nº 48513.015470/2021-00.
11 Documento Sicnet nº 48581.001046/2021-00.

transmissão de energia elétrica e a Tarifa de Transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu
Binacional referentes ao Ciclo Tarifário 2021-2022.
12. Em 8 de julho de 2021, mediante o Ofício nº 01047/2021/PFANEEL/PGF/AGU12, a
Procuradoria Federal junto à ANEEL cientificou a SGT de decisão judicial em favor da Caiuá Transmissora
de Energia S.A. (Caiuá-T), com efeito na Parcela de Ajuste da transmissora.
13. Por meio da Nota Técnica nº 155/2021-SGT/ANEEL13, de 9 de julho de 2021, a SGT
complementou a instrução processual, tendo em vista a decisão judicial em favor da Caiuá-T e a
identificação de um erro material no cálculo da TUST da ampliação da UHE Santo Antônio.
14. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
15. Trata-se do estabelecimento das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST), da tarifa
de transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional e dos encargos de uso do sistema de
1o
transmissão, para o período entre de julho de 2021 e 30 de junho de 2022. Diante do que exponho a
seguir, encaminho o presente voto no sentido de aprovar a emissão de Resolução Homologatória,
conforme minuta anexa.
16. O voto está estruturado em seis itens: (i) do componente financeiro da RBSE; (ii) da Tarifa
de Transporte de Itaipu; (iii) das Tarifas de Importação/Exportação e de Interligações Internacionais; (iv)
das tarifas para a contratação em caráter temporário – TUSTTEMP; (v) das Tarifas de Uso do Sistema de
Transmissão; e (vi) da regra de transição da TUST.
II.1. Do componente financeiro da RBSE
17. A Portaria MME nº 120, de 2016, determinou que os valores homologados pela ANEEL
referentes aos ativos previstos no § 2º do artigo 15 da Lei nº 12.783, de 2013, passassem a compor a Base
12 Documento Sicnet nº 48516.001837/2021-00.
13 Documento Sicnet nº 48581.001062/2021-00.

de Remuneração Regulatória das concessionárias de transmissão de energia elétrica e que o custo de
capital fosse adicionado às respectivas Receitas Anuais Permitidas (RAP).
18. A fim de regulamentar o disposto na Portaria MME nº 120, de 2016, foi publicada a
Resolução Normativa14 nº 762, de 21 de fevereiro de 2017, que definiu os procedimentos e critérios para
o cálculo do custo de capital a ser adicionado a RAP das concessões de transmissão abrangidas pela Lei15
nº 12.783, de 2013.
19. 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."
20. Em cumprimento à decisão, por meio do Despacho16 nº 1.779, de 20 de junho de 2017, a
Diretoria Colegiada da ANEEL, decidiu por não aplicar o § 3º17 do artigo 4º da Resolução Normativa nº
762, de 2017, até a decisão de mérito do Processo Judicial.
21. Assim, durante os Ciclos Tarifários 2017-2018, 2018-2019 e 2019-2020, as TUST foram
calculadas a partir dos valores de receita homologados pela ANEEL, considerando os ativos reversíveis
ainda não amortizados previstos no § 2º18 do artigo 15 da Lei nº 12.783, de 2013, de acordo com os
critérios estabelecidos pela Resolução Normativa nº 762, de 2017, e com a decisão exarada no Despacho
nº 1.779, de 2017.
14 Disponível em
15 Disponível em http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2011-2014/2013/lei/l12783.htm.
16 Disponível em
17 § 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.
18
§ 2º Fica o poder concedente autorizado a pagar, na forma de regulamento, para as concessionárias que optarem pela
prorrogação prevista nesta Lei, nas concessões de transmissão de energia elétrica alcançadas pelo § 5º do art. 17 da Lei nº
9.074, de 1995, o valor relativo aos ativos considerados não depreciados existentes em 31 de maio de 2000, registrados pela
concessionária e reconhecidos pela Aneel.

22. Contudo, essas liminares foram cassadas em sua maioria, e em cumprimento aos Pareceres
Executória19
de Força emanados pela Procuradoria Federal junto à ANEEL, a SGT operacionalizou a
reinclusão do custo de capital próprio (parâmetro "ke") no processo de revisão periódica das receitas das
concessões de transmissão prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, considerando inclusive os
efeitos financeiros.
23. Apenas para o consumidor livre denominado GV do Brasil Indústria e Comércio de Aço
Ltda., que acessa a Rede Básica, a TUST será calculada sem os efeitos descritos, tendo em vista que a
decisão liminar deferida no âmbito da Ação nº 1006030-58.2017.4.01.3400 ainda continua vigorando. De
todo modo, também será homologada a TUST desse consumidor livre sem os efeitos da liminar,
condicionando sua aplicação à cassação da medida cautelar.
24. Ademais, cumpre destacar que, no âmbito da análise dos recursos interpostos contra as
Resoluções Homologatórias nos 2.706 a 2.717, de 2020, que homologaram a revisão periódica de 2018 das
concessões de transmissão prorrogadas, a ANEEL homologou o reperfilamento do componente financeiro
da "RBSE" por meio das Resoluções Homologatórias nos 2.845 a 2.853, de 2021, de acordo com a memória
de cálculo que pode ser acessada no site das Consultas Públicas20 nos 17 a 25/2020.
II.2. Da Tarifa de Transporte de Itaipu
25. A Tarifa de Transporte de Itaipu, em R$/MW, relativa às Demais Instalações de Transmissão
(DIT) de uso exclusivo da central geradora, é calculada a partir do Encargo de Conexão devido a Furnas
Centrais Elétricas S.A. (Furnas), das Parcelas de Ajuste (PA) e da previsão da Demanda Anual de potência,
conforme sintetizado na Tabela 1.
26. A tarifa resultante de R$ 7.989,06/MW deverá ser paga diretamente a Furnas pelos
contratantes da energia da Itaipu Binacional proporcionalmente às suas cotas-parte. A variação de -37,4%
resultou do reperfilamento do componente financeiro da "RPC" aprovado pela Resolução
19 nos
Documentos Sicnet 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.
20 Disponíveis em

Homologatória21 nº 2.848, de 2021, referente ao Contrato de Concessão nº 062/2001-ANEEL, celebrado
com Furnas e prorrogado nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.
Tabela 1 – Parâmetros de cálculo da Tarifa de Transporte de Itaipu.

Parâmetros de cálculo 2020-2021 2021-2022 Variação
Encargo de Conexão (R$) 1.508.030.356,00 962.160.505,56 -36,2%
PA (R$) 145.571.429,22 23.232.362,19 -84,0%
RAP

PA (R$) 0,00 21.228.963,29 NA
DEMANDA ANUAL

Encargo a ser arrecadado (R$) 1.653.601.785,22 1.006.621.831,04 -39,1%
Demanda anual (MW) 129.620,00 126.000,00 -2,8%
Tarifa de Transporte Itaipu (R$/MW) 12.757,30 7.989,06 -37,4%
Fonte: Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL.
II.3. Das tarifas de Importação/Exportação e de Interligações Internacionais
27. A Lei no 12.111, de 2009, dispõe, entre outros temas, sobre as instalações de transmissão
no
destinadas a interligações internacionais, alterando o artigo 17 da Lei 9.074, de 1995. A Lei altera
também os incisos XVIII e XX do artigo 3o da Lei no 9.427, 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".
28. A Resolução Normativa22 no 666, de 23 de junho de 2015, estabelece no artigo 17 a forma
de cálculo das TUST importação/exportação e do adicional de tarifa de uso específico, de que tratam os
incisos XVIII e XX do artigo 3o da Lei no 9.427, de 1996, ora denominado de Tarifa de Uso das Interligações
Internacionais (TUII). Os valores calculados em conformidade com o texto normativo estão apresentados
nas Tabelas 2 e 3.
Tabela 2 - Tarifa de Uso das Interligações Internacionais (TUII)

| INTERLIGAÇÃO | TUII (R$/MWh) 2020- | TUII (R$/MWh) 2021- Variação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| INTERNACIONAL* | 2021 | 2022 | (%) |
| Garabi I (S. ANGELO) | 19,087 | 21,073 | 10,4% |
| Garabi II (ITÁ) | 23,021 | 25,412 | 10,4% |
| Paso de los Libres (Uruguaiana) | 20,141 | 23,215 | 15,3% |

Fonte: Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL.
Tabela 3 – TUST importação/exportação (TUSTIMP/EXP)
21 Disponível em
22 Disponível em

TUST imp/exp 2020-2021 TUST imp/exp 2021-2022 Variação
AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE
EXPORTAÇÃO
R$/MWh R$/MWh %

| INT. CONV.GARABI I (S. ANGELO) | 11,466 | 10,795 | -5,9% |
| --- | --- | --- | --- |
| INT. CONV.GARABI II (ITA) | 11,466 | 10,795 | -5,9% |
| INT. CONV.RIVERA (LIVRAMENTO) | 11,807 | 10,971 | -7,1% |
| INT. CONV.URUGUAIANA | 11,132 | 10,465 | -6,0% |
| INT. CONV.MELO (PRES. MÉDICI) | 11,975 | 11,021 | -8,0% |

Fonte: Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL.
29. A redução das tarifas de importação/exportação decorre principalmente do efeito do
reperfilamento do componente financeiro da "RBSE", aprovado conforme as Resoluções Homologatórias
nos 2.845 a 2.853, de 2021, que trataram dos recursos das revisões periódicas da RAP das transmissoras
com concessão prorrogada nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.
30. Já a Tarifa de Uso das Interligações Internacionais depende apenas da relação entre a
potência instalada e a garantia física do parque gerador (fator "f") utilizado na conversão das tarifas por
demanda (R$/MW) para tarifas por consumo (R$/MWh) e das RAP das concessionárias equiparadas ENEL
CIEN (GARABI 1 e GARABI 2) e CGT Eletrosul – Conversora Uruguaiana. O fator "f" teve aumento de 2,2%,
enquanto as receitas dessas concessionárias foram atualizadas monetariamente pelo Índice de Preços ao
Consumidor Amplo (IPCA), acumulado em 8,06%, justificando o aumento verificado.
31. No caso da Conversora Uruguaiana, o aumento acima da inflação e do fator "f" deve-se ao
julgamento do recurso do processo de revisão da RAP, exarado na Resolução Homologatória nº 2.868, de
2021, em que o índice de reposicionamento passou de -31,18% para -28,14%; e a RAP de R$ 7.330.424,05
para R$7.654.186,69, a preços de junho de 2019.
II.4. Das tarifas para a contratação em caráter temporário – TUST TEMP
32. 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).

33. A TUST associada à contratação em caráter temporário, calculada de acordo com o inciso
V do artigo 14 da Resolução Normativa nº 666, de 2015, é apresentada na Tabela 4.
Tabela 4 – TUST TEMP
TUST temp 2020-2021 TUST temp 2021-2022 Variação
GERADOR
(R$/MWh) (R$/MWh) %

UTE Uruguaiana 12,581 14,547 15,6%
* aplicáveis em horário único, sem distinção entre ponta e fora de ponta.
Fonte: Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL.
34. A variação da tarifa decorre do aumento de 2,2% do fator "f", utilizado na conversão das
tarifas por demanda (R$/MW) para tarifas por consumo (R$/MWh), e da correção monetária da TUST
estabilizada da UTE Uruguaiana pelo Índice de Atualização da Transmissão (IAT), calculado para o Ciclo
2021-2022 em 12,91%.
II.5. Das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão
35. A Resolução Normativa23 nº 67, de 8 de junho de 2004, estabelece critérios para a
composição da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN). Em seus artigos 3º e 5º, a norma
discorre sobre a classificação das instalações de transmissão que compõem a Rede Básica e sobre as
componentes tarifárias TUST-RB e TUST-FR.
II.5.1. TUST-FR
36. A TUST-FR é aplicada para distribuidoras que utilizam instalações conectadas à Rede Básica,
por meio de instalações de transmissão sob responsabilidade de transmissoras. No cálculo da TUST-FR
são computados transformadores de fronteira localizados em subestações de Rede Básica e conexões
associadas, seja de uso exclusivo ou compartilhado, e as Demais Instalações de Transmissão (DIT), em
nível de tensão inferior a 230 kV, de uso compartilhado.
37. A Tabela 5 apresenta os valores adotados no cálculo da TUST-FR, informando os valores
totais referentes aos transformadores de fronteira e as DIT de uso compartilhado.
Tabela 5 – Valores adotados no cálculo da TUST-FR.
23 Disponível em

Efeito %
Variação %

Rede Básica de Fronteira Ciclo 2020-2021 [A] Ciclo 2021-2022 [B] [C=(B-
[C=B/A-1]
A)/Total(A)]
I - Parcela da RAP referente às instalações de

473.367.909,70 593.377.096,92 25,4% 3,1%
transmissão Licitadas - RBL
II - Parcela da RAP referente às instalações de
transmissão existentes, integrantes da Rede

1.722.959.061,07 1.414.749.742,38 -17,9% -7,9%
Básica, conforme as Resoluções nº 166 e nº 167,
de 2000 - RBSE
III - Parcela da RAP correspondente às novas
instalações autorizadas, integrantes da Rede

621.676.937,25 728.515.192,92 17,2% 2,7%
básica e com receitas estabelecidas por resolução
específica - RBNI
IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias 49.350.138,83

nas instalações de transmissão, conforme REN nº 59.329.265,32 20,2% 0,3%
443, de 2011- RMEL
V - Previsão de receita para novas instalações de

128.431.558,89 242.720.852,65 89,0% 2,9%
transmissão no ciclo

VI - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. -20.738.110,79 -20.797.481,65 -0,3% 0,0%
VII - PA Apuração -139.354.419,88 -116.286.270,75 16,6% 0,6%
VIII - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS 0,00 0,00 - 0,0%
IX - PA REVISÃO - Parcela de ajuste relativa à

309.023.109,09 163.913.428,71 -47,0% -3,7%
revisão periódica.

X - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 335.524,97 2.398.089,17 614,7% 0,1%
XI - PA Melhoria 170.315,90 0,00 -100,0% 0,0%
XII - Financeiro Melhorias (Anuidade de

0,00 0,00 - 0,0%
melhorias)
XIII - Previsão de receita de Rede Básica de
fronteira a ser utilizada no estabelecimento das

3.145.222.025,03 3.067.919.915,67 -2,5% -2,0%
tarifas de uso do sistema de transmissão de
fronteira - TUST-FR
Efeito
Variação %

DIT Compartilhadas Ciclo 2020-2021 [A] Ciclo 2021-2022 [B] % [C=(B-
[C=B/A-1]
A)/Total(A)]
XIV - Parcela da RAP referente às demais
instalações de transmissão e às instalações de

conexão, incluindo as instalações implantadas 129.368.058,20 170.223.547,89 31,6% 1,0%
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 instalações implantadas sob 558.442.225,83 330.168.889,61 -40,9% -5,8%
a luz da Resolução 489/2002, a ser concatenada
na data de reajuste tarifário - RPC
XVI - Parcela da RAP referente às instalações de

8.059.184,69 10.626.712,49 31,9% 0,1%
transmissão Licitadas - RPEC
XVII - Parcela da RAP correspondente às melhorias 6.616.708,22

nas instalações de transmissão, conforme REN nº 5.943.018,01 -10,2% 0,0%
443, de 2011- RMEL
XVIII - Previsão de receita para novas instalações

22.143.742,67 7.766.845,16 -64,9% -0,4%
de transmissão no ciclo
XIX - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos

247.834,27 -217.929,81 -187,9% 0,0%
anteriores.

XX - PA Apuração -34.180.966,59 -24.527.002,81 28,2% 0,2%
XXI - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS

0,00 0,00 - 0,0%
XXII - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 133.296,22 159.783,95 19,9% 0,0%
XXIII - PA Qualidade DIT 0,00 0,00 - 0,0%

XXIV - PA REVISÃO - Parcela de ajuste relativa à

84.156.740,65 33.086.103,07 -60,7% -1,3%
revisão periódica.

XXV - PA Melhoria 0,00 0,00 - 0,0%
XXVI - Financeiro Melhorias (Anuidade de

0,00 0,00 - 0,0%
melhorias)
XXVII - Previsão de receita de DIT Compartilhada
a ser utilizada no estabelecimento das tarifas de

774.986.824,16 533.229.967,56 -31,2% -6,2%
uso do sistema na transmissão de fronteira -
TUST FR

Total para cálculo da TUST-FR (XIII+XXVII) 3.920.208.849,20 3.601.149.883,23 -8,1% -8,1%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária.
38. A TUST-FR teve uma redução total de -8,1%. Esse resultado decorreu do efeito da entrada
em operação comercial de instalações de transmissão e das revisões das concessões prorrogadas,
conjugado com os efeitos financeiros de -17,8%, associados principalmente ao reperfilamento do
componente financeiro da RBSE/RPC.
II.5.2. TUST-RB
39. Para o cálculo da TUST-RB são necessárias (i) a base de dados, resultante da Tomada de
Subsídio no 006/2020; e (ii) a Receita Anual Permitida (RAP) de Rede Básica para o Ciclo Tarifário 20212022, em deliberação no âmbito do Processo nº 48500.000375/2021-06. Essa receita serve de base para
o cálculo da TUST do segmento consumo do Ciclo 2021-2022 e como parâmetro inicial para a prospecção
da RAP adotada para as tarifas do segmento geração.
40. Os cálculos levam em consideração o sinal locacional aplicado à Rede Básica, de acordo
Normativa24
com a Resolução nº 559, de 27 de junho de 2013, que dispõe sobre a metodologia Nodal.
41. Os parâmetros de arrecadação das receitas de Rede Básica, os valores calculados e a
diferença percentual entre os ciclos tarifários estão detalhados na Tabelas 6.
Tabela 6 – Parâmetros de arrecadação das Receitas Anuais Permitidas (RAP) associados aos contratos de
concessão de transmissão.
Variação
Efeito %
%

Rede Básica Ciclo 2020-2021 [A] Ciclo 2021-2022 [B] [C=(B-
[C=B/AA)/Total(A)]
1]
I - Parcela da RAP referente às instalações de

12.554.331.604,20 16.041.434.620,34 27,8% 12,5%
transmissão Licitadas – RBL
II - Parcela da RAP referente às instalações de

10.561.785.237,35 8.181.703.205,98 -22,5% -8,5%
transmissão existentes, integrantes da Rede Básica,
24 Disponível em

Variação
Efeito %
%

Rede Básica Ciclo 2020-2021 [A] Ciclo 2021-2022 [B] [C=(B-
[C=B/AA)/Total(A)]
1]
conforme as Resoluções nº 166 e nº 167, de 2000 –
RBSE
III - Parcela da RAP correspondente às novas
instalações autorizadas, integrantes da Rede básica

e com receitas estabelecidas por resolução 1.272.761.446,82 1.599.657.048,87 25,7% 1,2%
específica após a publicação da Resolução ANEEL nº
167, de 2000 – RBNI
IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias

nas instalações de transmissão, conforme REN nº 84.874.463,15 111.122.280,75 30,9% 0,1%
443, de 2011- RMEL

V - Interligações Internacionais 335.339.617,26 362.738.707,65 8,2% 0,1%
VI - Previsão de receita pro rata tempore para

1.347.786.844,28 1.517.780.958,58 12,6% 0,6%
novas instalações de transmissão no ciclo
VII - Adicional REN 729/2016 - Revogado pela REN
NA NA - -
nº 782/2017

VIII - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. 24.253.549,61 35.067.295,27 44,6% 0,0%
IX - PA Apuração -254.299.980,84 -584.932.587,15 -130,0% -1,2%
X - PA PIS/COFINS
- - - -
XI - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia

4.898.369,41 17.652.850,06 260,4% 0,0%
XII - Financeiro Melhorias (Anuidade de melhorias)

69.248.787,93 173.807.518,33 151,0% 0,4%
XIII - PA Melhoria 574.021,92 - - -
XIV - PA Revisão - Parcela de ajuste relativa à

1.382.464.735,23 204.719.662,29 -85,2% -4,2%
revisão periódica.
XV - Previsão de receita anual permitida a ser

utilizada no estabelecimento das tarifas nodais de 27.384.018.696,32 27.660.751.560,97 1,01% 0,99%
uso do sistema de transmissão - TUST-RB
Fonte: Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL.
42. Os fatores que mais contribuíram com o resultado obtido para o Ciclo Tarifário 2021-2022
foram:
(i) Novas instalações: instalações que entraram em operação comercial no decorrer do
Ciclo 2020-2021, considerando a RAP pro rata tempore, e que para o Ciclo 2021-2022
entrarão com a RAP integral (13,7%). Acrescenta-se a esse montante, as instalações
previstas para entrarem no Ciclo 2021-2022, com RAP pro rata tempore (0,6%). Isso
representa cerca de 14,3% de aumento para a Rede Básica;
(ii) Revisão Periódica da RAP – RPR de 2018 (retroativa): resultado final da Revisão
Periódica da RAP de 2018 das transmissoras com concessões prorrogadas nos termos
da Lei nº 12.783, de 2013, considerando o reperfilamento do componente financeiro
da "RBSE/RPC", que representa uma redução de cerca de -12,7% para a Rede Básica.

43. Cabe destacar que, para as obras previstas para o Ciclo 2021-2022, as datas de entrada em
operação informadas pelas transmissoras foram ajustadas pelas projeções calculadas pela
Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE). Com isso a receita prevista foi
reduzida em 45,7%, o que deve contribuir para minimizar excessos de arrecadação.
44. No que se refere ao orçamento do ONS, a Resolução Autorizativa nº 7.953, de 2019, definiu
que o valor a ser arrecadado, por meio dos encargos de transmissão, para o ano de 2021 seria de R$ 580
milhões, a preços de julho de 2019. Como não há valor aprovado para o ano de 2022 (o que ocorrerá no
próximo triênio 2022-2024), para o Ciclo 2021-2022 o valor a ser considerado é a metade do valor
aprovado para o ano de 2021 somada à metade do valor proposto pelo ONS, atualizados a preços de
junho de 2021 pelo IPCA. Isso resulta na quantia de R$ 672 milhões.
45. A Tabela 7 detalha os recursos que estão sendo previstos para pagamento via TUST no Ciclo
Tarifário 2021-2022, totalizando o montante de R$ 28.333.309.281,69 (vinte e oito bilhões, trezentos e
trinta e três milhões, trezentos e nove mil, duzentos e oitenta e um reais e sessenta e nove centavos).
46. A arrecadação desse valor deve ser dividida entre os segmentos carga e geração, conforme
detalhado na Tabela 8, considerando como critério de partida o rateio em 50% para cada segmento, com
os seguintes ajustes:
(i) repasse para o segmento consumo das diferenças oriundas das tarifas estabilizadas
das centrais de geração, de acordo com a Resolução Normativa nº 559, de 2013;
(ii) repasse para o segmento consumo da 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 da Resolução
Normativa25 nº 349, de 13 de janeiro de 2009.
25 Disponível em

Tabela 7 – Despesas e Recursos adicionais não classificados como Receitas Anuais Permitidas.
Ciclo 2020-2021 [A] Ciclo 2021-2022 [B] Variação
Efeito %
%
Parâmetros [C=(B-
[C=B/AA)/Total(A)]
1]
XV - Previsão de receita anual permitida a ser

utilizada no estabelecimento das tarifas nodais de 27.384.018.696,32 27.660.751.560,97 1,0% 1,0%
uso do sistema de transmissão - TUST-RB

XVI - Orçamento do ONS atualizado: 608.241.103,87 672.557.720,73 10,6% 0,2%
XVII – Passivos 0,00 0,00 - 0,0%
XVIII - Previsão de total de arrecadação a ser

utilizada no estabelecimento das Tarifas de Uso do 27.992.259.800,20 28.333.309.281,69 1,2% 1,2%
Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-RB
Fonte: Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL.
Tabela 8 – Rateio dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão.
Composição
PARÂMETROS Ciclo 2021-2022
%
I - Receitas inicial do Segmento Geração (50%)
14.166.654.640,85 50,00%
II - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg

ONS -67.859.803,08 -0,24%
III - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg T -109.728.784,02 -0,39%
IV - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007
761.876.103,00 2,69%

V - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013 107.317.187,00 0,38%
VI - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013 188.103.468,00 0,66%
VII - MUST Parcial - Parcela referente a diferença entre o MUST contratado e o MUST
equivalente utilizado para fins de arrecadação
-35.125,00 0,00%
VIII - EUST Parcial - Parcela referente à arrecadação de centrais de geração com entrada

| em operação ao longo do ciclo | -346.476.975,00 | -1,22% |
| --- | --- | --- |
| IX- TOTAL Segmento Geração: | 14.699.850.711,75 | 51,88% |
| X - Receita inicial Segmento Consumo (50%) | 14.166.654.640,85 | 50,00% |
| XI - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007 | -761.876.103,00 | -2,69% |
| XII - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013 | -107.317.187,00 | -0,38% |

XIII - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013
-188.103.468,00 -0,66%
XIV - MUST Parcial - Parcela referente a diferença entre o MUST máximo contratado

para o ciclo tarifário e o MUST equivalente utilizado para fins de arrecadação 35.125,00 0,00%
XV - EUST Parcial- Parcela referente a arrecadação de centrais de geração com entrada

em operação ao longo do ciclo 346.476.975,00 1,22%
XVI - TOTAL Segmento Consumo: 13.455.869.982,85 47,49%
XVII - Previsão de Encargos Geração e Consumo TUST-RB: (IX + XVI)
28.155.720.694,59 99,37%
XVIII - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária

TUSDg-ONS 67.859.803,08 0,24%
XIX - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDgT 109.728.784,02 0,39%

XX - Previsão Total de Receitas: [XVII+XVIII+XIX] 28.333.309.281,69 100%
Fonte: Nota Técnica nº 155/2021-SGT/ANEEL.

47. O Gráfico 1 mostra a evolução da alocação do rateio da RAP a ser arrecadada, por meio de
TUST-RB, entre carga e geração, nos ciclos de 2012-2013 a 2021-2022.
Gráfico 1 – Rateio da RAP arrecadada via TUST-RB entre segmento consumo e geração.
Rateio da RAP
120,00% R$30,00
R$28,33 Bilhões

Geração Carga RAP
100,00% R$25,00

28,84% 30,34% 29,03%
80,00% 32,74% R$20,00
42,76% 45,66% 46,16% 47,49%
50,09% 53,15%
60,00% R$15,00
40,00% R$10,00
71,16% 70,97%
67,26%

69,66% 57,24% 54,34% 53,84% 52,51%
49,91% 46,85%
20,00% R$5,00
0,00% R$0,00
2012-2013* 2013-2014 2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 2019-2020 2020-2021 2021-2022
Fonte: Nota Técnica nº 155/2021-SGT/ANEEL.
48. Como se observa no gráfico, para o Ciclo 2021-2022, o rateio da RAP arrecadada via TUST-RB
ficou em 47,49% para o segmento consumo e 52,51% para o segmento de geração.
49. Por fim, o Gráfico 2 apresenta a evolução da TUST-RB média, em R$/kW, dos segmentos
consumo e geração. Nota-se, que as tarifas de geração apresentam pouca volatilidade, em função das
regras de estabilização da Resolução Normativa nº 559, de 2013. Em contrapartida, as tarifas de carga
flutuam para absorver os reflexos dessa estabilidade das tarifas de geração. Ressalta-se que, para o Ciclo
Tarifário 2021-2022, a TUST-RB média dos segmentos consumo e geração reduziram em 21,77% e 5,09%,
respectivamente.
Gráfico 2 – Evolução da TUST-RB média.

TUST-RB MÉDIA (R$/KW)
Consumo Geração
16,00
13,73
14,00

12,00 10,91 10,74
9,55
10,00 9,06 8,70

8,52 8,49 8,52 8,36
8,11 8,10
7,39
8,00 9,17
6,21 8,62
6,00
4,40
3,68 4,04 3,97
4,00
2,00
0,00
Fonte: Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL.
II.6. Da regra de transição da TUST
50. Durante a discussão na 24ª Reunião Pública Ordinária, realizada no dia 6 de julho de 2021,
o Diretor Efrain Pereira da Cruz pediu vistas do processo para avaliar questionamentos relacionados à
aplicação da regra de transição da TUST, prevista no artigo 8º da Resolução Normativa nº 559, de 2013.
51. Após avaliar a questão, o diretor sugeriu a abertura de Consulta Pública com a finalidade
de discutir a aplicação da regra de transição para os geradores que participaram de leilões de energia
antes da publicação Resolução Normativa nº 559, de 2013.
52. Ciente da complexidade da discussão, acatei a sugestão do Diretor Efrain. Entendo que a
abertura da Consulta Pública permitirá conhecermos a percepção de todos os afetados por um eventual
afastamento da regra de transição para esses geradores específicos. Desse modo, acrescentei dispositivo
de voto que determina à SGT a instrução de processo com essa finalidade.
III – DIREITO
53. O encaminhamento proposto está fundamentado nos seguintes dispositivos legais e
normativos: (i) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; (ii) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; (iii) Lei n°

9.427, de 26 de dezembro de 1996; (iv) Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998; (v) Decreto nº 2.655 de 2 de
julho de 1998; (vi) Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013; (vii) Portaria MME nº 120, de 20 de abril de
2016; (viii) Resolução ANEEL n° 281, de 1° de outubro de 1999; (ix) Resolução Normativa nº 349, de 13 de
janeiro de 2009; (x) Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004; (xi) Resolução Normativa nº 267,
de 5 de junho de 2007; (xii) Resolução Normativa nº 349, de 15 de janeiro de 2009; (xiii) Resolução
Normativa nº 442, de 26 de julho de 2011; (xiv) Resolução Normativa nº 559, de 27 de junho de 2013; (xv)
Resolução Normativa nº 666, de 23 de junho de 2015; e (xvi) Resolução Normativa nº 762, de 21 de
fevereiro de 2017, revogada pela nº 918, de 23 de fevereiro de 2021.
IV – DISPOSITIVO
54. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.000490/2021-72, voto por:
(i) APROVAR a emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, com vistas
a estabelecer as tarifas e encargos de transmissão de energia elétrica, conforme
Anexos I, II, II-A, III, III-A, IV, V e VI apresentados pela SGT, e a Tarifa de Transporte da
energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional; e
(ii) DETERMINAR à SGT a instrução de processo para abertura de Consulta Pública, a fim
de avaliar a aplicação da regra de transição de que trata o artigo 8º da Resolução
Normativa nº 559, de 2013, para geradores que participaram de leiloes de energia
antes da entrada em vigência da referida resolução.
Brasília, 13 de julho de 2021.
(Assinado digitalmente)
ELISA BASTOS SILVA
Diretora