REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2100/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSDg aplicáveis às centrais geradoras conectadas nos níveis de tensão de 88 kV ou 138 kV, relativas ao ciclo tarifário 2016 de 2017.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-06-30
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 211/2016-SGT/ANEEL
Em 23 de junho de 2016
Processos nº 48500.000264/2016-24
Assunto: Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema
de Distribuição – TUSDg de referência das
centrais geradoras conectadas aos níveis de
tensão de 88 ou 138 kV do Sistema Interligado
Nacional – SIN para o ciclo 2016/2017.
I - DO OBJETIVO
1. Esta Nota Técnica tem por objetivo apresentar o cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de
Distribuição – TUSDg de referência aplicáveis às centrais geradoras conectadas em 88 ou 138 kV referentes
ao ciclo 2016/2017, compreendido entre 1º de julho de 2016 e 30 de junho de 2017.
II - DOS FATOS
2. A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 15 de
março de 2004, dispõe sobre a competência da ANEEL para definir as tarifas de uso do sistema de
transmissão.
3. A Resolução Normativa - REN nº 349, de 13 de janeiro de 2009, estabelece os critérios para
o cálculo locacional da TUSDg aplicável às centrais geradoras conectadas aos níveis de tensão de 88 ou 138
kV.
4. A Resolução Homologatória - REH nº 1.916, de 23 de junho de 2015, estabeleceu as TUSDg
de referência para o ciclo 2015/2016.
5. O artigo 13 da REN nº 349/2009 estabelece que as distribuidoras que possuem instalações
nos níveis de tensão de 88 ou 138 kV devem proceder, até 1º de março de cada ano, a atualização da base
de dados necessária ao cálculo da TUSDg. Complementarmente, o art. 14 da Resolução define que as
transmissoras devem encaminhar dados relativos às suas linhas e transformadores nos níveis de tensão de
88 ou 138 kV atendendo o mesmo prazo.

(Fl. 2 da Nota Técnica nº 211/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
6. Para possibilitar o envio dos dados pelas distribuidoras e transmissoras, em janeiro de 2016,
foi disponibilizado no sítio eletrônico da ANEEL, na extranet, a base de dados de referência, originada da
base de dados homologada para o ciclo 2015/20161 com as novas instalações que constam do Plano de
Ampliações e Reforços – PAR 2016/2018 elaborado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS,
considerando o horizonte de junho de 2017.
7. Com o intuito de orientar transmissoras e distribuidoras, enviou-se, respectivamente, os
Ofícios Circulares nº 4 e 5/2014-SGT/ANEEL, ambos de 15 de janeiro de 2016.
8. Após a análise das informações encaminhadas pelas distribuidoras e transmissoras em
respostas aos ofícios circulares, a base de dados foi atualizada. Nesse processo destaca-se a importante
participação do ONS. Ressalta-se ainda que foram realizadas diversas interações com os agentes envolvidos
a fim de solucionar problemas relativos às informações enviadas.
9. Para dar publicidade à base de dados a ser utilizada no cálculo da TUSDg para o ciclo
2016/2017, bem como visando a realização de eventuais aprimoramentos, instaurou-se a Consulta Pública -
CP nº 3/2016, por intercambio documental.
III – DA ANÁLISE
10. Foram recebidas contribuições de 8 empresas: AES SUL, CEMIG-D, COELBA, CPFL
Energia, CPFL Geração, Elektro, Light, Serveng que tratam de alterações de parâmetros elétricos,
configurações de rede e inclusão de geradores na base de dados. As alterações sugeridas foram
implementadas na base de dados se encontram detalhadas no ANEXO VI, bem como nos autos do processo.
III.1 – PROGRAMA NODAL
11. Para o cálculo deste ciclo tarifário foi utilizada a versão 5.2 do aplicativo NODAL.
III.2 – MONTAGEM DA BASE DE DADOS
12. Conforme definido no art. 2º da REN nº 349/2009, Rede Unificada – RU é o conjunto de
instalações de transmissão e distribuição, na tensão de 138 kV ou 88 kV, que contenham no mínimo uma
central geradora conectada. A RU inclui os transformadores de potência classificados como Rede Básica com
tensão secundária de 88 ou 138 kV, DIT compartilhadas ou de uso exclusivo e instalações de propriedade de
concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica nessas tensões.
13. Todas as Redes Unificadas foram atualizadas com os ativos, linhas e transformadores,
considerando o horizonte de junho de 2017. Assim, as obras previstas para estarem em operação nessa data
foram incluídas na base de dados.
No ciclo 2016/2017 fez-se necessário a modelagem de uma nova Rede Unificada, no estado
14.
da Bahia, para contemplar a conexão de novas centrais geradoras.
1 Resolução Homologatória nº 1.916/2015.

(Fl. 3 da Nota Técnica nº 211/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
i. Representação da carga nas Redes Unificadas
15. Para representação da carga nas Redes Unificadas, as distribuidoras informaram o valor de
carga nas barras de 138 kV ou 88 kV que compõem as RU. Os valores informados devem refletir os
Montantes de Uso do Sistema de Transmissão – MUST e Montante de Usos do Sistema de Distribuição –
MUSD contratados para os pontos de fronteira que compõe as Redes Unificadas.
Ou seja, o somatório dos valores de carga informados pela distribuidora deve ser igual ao
16.
somatório dos MUST e MUSD contratados em cada Rede Unificada, menos as perdas consideradas pela
distribuidora na definição da carga. Ressalta-se que as cargas em níveis de tensão inferiores são refletidas
nas barras de 138 kV ou 88 kV.
ii. Representação das centrais geradoras
17. Considera-se na representação das centrais geradoras todas as que estão em operação no
momento de definição da base de dados, no caso deste ciclo, junho de 2016. Além das centrais geradoras
em operação, são representadas as centrais geradoras que celebraram CUSD e têm previsão contratual de
entrada em operação até 30 de junho de 2017. A Tabela 1 resume os critérios de representação das centrais
geradoras na base de dados da TUSDg.
Tabela 1 – Critérios de representação de centrais geradoras
Em operação Prevista*
Com CUSD Representa Representa
Sem CUSD Representa Não Representa
* Com data para início em operação no CUSD ocorrendo até 30 de junho de 2017
18. Os critérios foram definidos considerando o disposto no art. 10 da REN nº 506/2012:
"Art. 10. A execução de obras necessárias ao acesso e a própria conexão do acessante
devem ser realizadas somente após a celebração dos respectivos CUSD e CCD."
19. Logo, a celebração dos contratos de uso e conexão é condição necessária para o início da
relação comercial entre acessante e acessada. Ademais, considerando o tempo necessário para a
implantação de uma central geradora, entende-se razoável a previsibilidade de sua entrada em operação, o
que se fundamenta na assinatura dos contratos. Neles deve ser estabelecida a data de entrada em operação
e o montante de uso a ser contratado para cada período.
20. Conforme disposto no art. 16 da REN nº 349/2009, as distribuidoras devem encaminhar à
ANEEL cópia do CUSD em até 60 dias após a celebração.
21. O critério de representação do MUSD das centrais geradoras é o valor contratado para junho
de 2017. Para os casos de centrais geradoras em operação em junho de 2009 e sem CUSD celebrado

(Fl. 4 da Nota Técnica nº 211/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
representa-se o valor de MUST que constava no CUST celebrado anteriormente à REN nº 349/20092. Para as
centrais geradoras em operação após junho de 2009 e sem CUSD celebrado, representa-se o valor de
potência instalada constante da outorga, contrato de concessão ou outro ato autorizativo.
22. Considerando os critérios acima descritos, no atual ciclo 2016/2017 estão representadas 378
centrais geradoras, sendo 8 novas centrais geradoras.
Figura 1: Localização das centrais geradoras modeladas na base de dados da TUSDg.
iii. Critérios para Cálculos das Tarifas de Referência
23. O art. 9º da REN nº 349/2009 define quais centrais geradoras devem ter tarifa de referência
calculada:
"Art. 9º Anualmente, até o dia 1º de julho, serão homologadas as TUSDg de referência,
calculadas de acordo com o disposto nos arts. 3º, 4º, 5º, 6º e 7º, para as novas centrais
geradoras e para as centrais geradoras que possuam CUSD celebrados com distribuidora
cuja revisão tarifária ocorrer nos 12 meses seguintes ao dia 1° de julho.
2 As usinas centralmente despachadas celebram CUST com o ONS. Com a provação da REN nº 349/2009, essas centrais
geradoras aditaram o MUST contratado para zero.

(Fl. 5 da Nota Técnica nº 211/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
§1º As TUSDg de referência servirão de base para o cálculo da TUSDg na data contratual de
revisão ou reajuste tarifário de cada distribuidora.
§2º A central geradora que tiver o MUSD alterado será considerada como nova central
geradora, para efeitos de cálculo da TUSDg."
24. Assim, para o ciclo 2016-2017, devem ter tarifa de referência definida aquelas centrais
geradoras que atendam a pelo menos um dos seguintes critérios:
i. Central geradora em operação, mas sem tarifa de referência nominal.
ii. Central geradora com data de entrada em operação, conforme o CUSD, entre 1º de julho de
2016 e 30 de junho de 2017.
iii. Central geradora conectada em distribuidora que passará por revisão tarifária periódica entre
1º de julho de 2016 e 30 de junho de 2017.
iv. Central geradora que teve o MUSD alterado em relação à base do ciclo 2015/2016. A
alteração deve estar contemplada em CUSD ou aditivo.
25. Na Tabela 2 apresenta-se o quantitativo de centrais geradoras por critério de classificação.
Logo, para o ciclo 2016/2017 serão definidas tarifas de referência para 67 centrais geradoras.
Tabela 2 – Critérios de representação de centrais geradoras

Classificação Descrição Nº Centrais geradoras
Existente Tarifa de referência estabilizada 301
Existente Leilão Vencedora de Leilão 7
Nova Atendem aos critérios i e ii 5
Nova Leilão Vencedora de leilão nova 3
Com alteração de data Atendem ao critério ii 0
Com revisão tarifária Atendem ao critério iii 48
Com alteração de MUSD Atendem ao critério iv 14
TOTAL 378
26. Conforme descrito na Nota Técnica nº 156/2013-SRD/ANEEL, a qual detalhou o cálculo das
TUSDg de referência do ciclo 2013-2014, a previsão da interligação do estado do Amapá ao SIN ensejou a
criação da RU 38, onde está conectada a UHE Coaracy Nunes.
27. Naquela oportunidade, ainda não haviam sido assinados os correspondentes CCD e CUSD
entre a Companhia de Eletricidade do Amapá - CEA e a Eletronorte (proprietária da central geradora), e nem

(Fl. 6 da Nota Técnica nº 211/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
o CUST entre a CEA e o ONS. Além disso, existiam indefinições quanto a propriedade futura e valor da RAP
associada aos ativos 138 kV que seriam de responsabilidade de transmissora. Ainda, não era possível definir
uma receita de referência para os ativos de responsabilidade de distribuidora, uma vez que a CEA não
possuía contrato de concessão e, portanto, não existiam os parâmetros necessários para cálculo de uma
receita de referência da distribuidora.
28. Dessa forma, a solução adotada foi a representação na base dos ativos da RU 38, da carga
da distribuidora e da UHE Coaracy Nunes sem, contudo, se definir uma tarifa de referência para essa central
geradora.
29. Ocorre que, até o momento, o cenário descrito acima pouco se modificou3. Por esse motivo,
no atual ciclo 2016-2017, a RU 38 com sua respectiva carga e geração será representada, mas ainda não
será definida a tarifa de referência para UHE Coaracy Nunes. Dessa forma, mantém-se tratamento específico
para essa central geradora a qual está contabilizada como "existente" na Tabela 2. Cabe destacar que esta
usina pertence ao regime anual de cotas de energia, e portanto, a Receita Anual de Geração – RAG da
central geradora repassa o custo associado ao uso do sistema de distribuição.
iv. Receita das redes Unificadas
30. A receita de referência de cada Rede Unificada é a soma das receitas de referências dos
ativos de distribuidoras e transmissoras. A receita de referência das transmissoras é dada pela Receita Anual
Permitida – RAP das DITs e dos transformadores de Rede Básica com tensão secundária em 88 ou 138 kV.
Para o ciclo 2016/2017 tais valores foram apurados conforme informações do Sistema de Gestão da
Transmissão - SIGET4.
A receita de referência das distribuidoras é obtida mediante os critérios estabelecidos no
31.
Anexo IV da Nota Técnica nº 001/2009-SRD/SRT/SRE/ANEEL, de 8 de janeiro de 2009. Com base em
parâmetros de cada distribuidora, definidos na última revisão tarifária homologada, foram atualizados os
respectivos fatores alfa (α), conforme demonstrado nas Tabelas 1 e 2 do Anexo I desta Nota Técnica.
32. A Base de Remuneração de Referência – BRRref é apurada com base nos ativos
representados na base de dados (elemento principal, "bay de", "bay para"), com custos de reposição
referenciados em 1999, e que são atualizados para a referência de junho de 2016 (1º de junho de 2016).
33. A atualização dos valores para junho de 2016 é feita pelo Banco de Preços de Referência da
ANEEL, aprovado pela Resolução Homologatória nº 758, de 6 de janeiro de 2009. Os elementos
padronizados considerados são:
i) Linha: o valor da configuração padrão CA, CI-III, CS, AAC, G, CAA 636 GROSBEAK, Aço
3/88;
ii) Bay: média dos valores das configurações de entrada de linha com Barra Simples e com
Barra Principal e Transferência.
3 Apesar de a CEA ter assinado CUST o processo de definição da propriedade dos ativos não foi concluído o que inviabiliza a
definição da receita referência necessária para o cálculo tarifário.
4 Processo 48500.000313/2015-48

(Fl. 7 da Nota Técnica nº 211/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
34. A Tabela 3 apresenta os custos padronizados e o fator de atualização adotado para definição
da receita de referência das distribuidoras. Na Tabela 3 do Anexo I desta Nota Técnica estão as receitas de
referência utilizadas na definição das tarifas de referência.
Tabela 3 – Fator de Atualização para cálculo da Receita de referência das distribuidoras
Custo Padronizado Custo Padronizado Atualizado Fator de Atualização (FA)

VR – Linha R$ 95.000,00 R$ 289.603,88 2,048
VR - Bay R$ 964.000,00 R$ 2.816.286,51 1,919
III.3 – DADOS DE ENTRADA PARA CÁLCULO
Para utilização do Programa Nodal é necessário o preenchimento das informações que
35.
constam na Tabela 4. O valor referente à RAP é homologado em processo específico (48500.001129/201604) para o ciclo tarifário 2016/2017 e o valor da receita do ONS foi informada pelo Memorando nº 302/2016SFF/ANEEL, de 03/06/2015.
Tabela 4 – Valores adotados para o cálculo das tarifas de referência
Descrição do Nodal Valor

Receita da RB (RAP da TUST – RB) (1.000 R$) RAP 12.008.056,32
Receita do ONS (1.000 R$) Receita ONS 675.956
IGP-M (12 meses – julho a junho) IGP-M 11,086%
Dados de rampa – Geração Dados de rampa – Geração
Mínimo Mínimo 0%

Máximo Máximo 100%
Dados de rampa – Carga Dados de rampa – Carga
Mínimo Mínimo 0%

Máximo Máximo 100%
III.4 – DEFINIÇÃO DOS COMPONENTES TUSDg – T E TUSDg – ONS
36. O valor de Receita de Rede Básica, utilizado para cálculo da TUST, também é utilizado para
definição da componente TUSDg-T. O procedimento de cálculo deste componente pode ser descrito como:

(Fl. 8 da Nota Técnica nº 211/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
i) Apura-se a condição da RU ser exportadora ou não por meio do balanço líquido entre a
geração real (despachada no fluxo de referência) e a carga real;
ii) Caso a RU seja exportadora, são determinados os fluxos nas fronteiras das RUs com a Rede
Básica e as respectivas tarifas locacionais destas barras de fronteira, considerando o fluxo de
referência do cálculo da TUSDg e os custos e receitas da Rede Básica;
iii) Apura-se um montante de uso associado a este fluxo, considerando o fator de despacho, que
multiplicado pela tarifa locacional resulta em um encargo na barra de fronteira;
iv) O valor obtido em iii é fracionado entre todas as centrais geradoras da RU com base no sinal
locacional das barras de conexão das centrais geradoras e dos seus respectivos MUSD,
calculando-se assim a componente TUSDg-T.
37. Os relatórios .SRU, .RPD e .NRU do aplicativo Nodal permitem a reprodução deste cálculo.
Para a definição do encargo de uso do sistema de transmissão associado à componente
38.
TUSDg-T que será atribuída a cada distribuidora para o ciclo tarifário, e também será considerado no cálculo
da TUST, a componente TUSDg-T daquelas centrais geradoras que não receberam nova tarifa de referência
no ciclo 2016/2017 foi estabelecida pela atualização do valor deste componente no ciclo 2015/2016 pelo IGPM acumulado de junho de 2015 a junho de 2016.
39. Para definição da componente TUSDg-ONS utiliza-se o valor do orçamento do Operador
Nacional do Sistema – ONS, informado pela Superintendência de Fiscalização Financeira. Este componente
é apurado considerando que metade da receita do ONS deve ser recuperada pelo segmento geração e
metade pelo segmento consumo. A parcela recuperada pelo segmento geração inclui as centrais geradoras
faturadas pela TUST (conectadas à Rede Básica) e todas aquelas faturadas pela TUSDg aprovada pelos
critérios da REN nº 349/2009. O rateio da receita proporcional aos MUST e MUSD dessas centrais geradoras
resulta na componente TUSDg-ONS das centrais geradoras com nova tarifa de referência.
40. Para a definição do encargo de uso do sistema de transmissão associado à componente
TUSDg-ONS que será atribuído a cada distribuidora para o ciclo tarifário, e também será considerado no
cálculo da TUST, a componente TUSDg-ONS das centrais geradoras existentes é estabelecida pela
atualização do valor deste componente no ciclo 2015/2016 pelo IGP-M acumulado de junho de 2015 a junho
de 2016.
41. No Anexo V desta Nota Técnica, constam os valores consolidados de encargos anuais de
uso dos sistemas de transmissão a serem pagos pelas distribuidoras ao ONS e às transmissoras, conforme
disposto no art. 12 da REN nº 349/2009, referentes ao período de 1º de julho de 2016 a 30 de junho de 2017.
III.5 – VIGÊNCIA E APLICAÇÃO
42. As novas TUSDg de referência servirão de base para o cálculo das TUSDg nos processos de
revisão ou reajuste tarifário da distribuidora acessada pela central geradora, nos termos dos arts. 10 e 21 da
REN nº 349/2009 e, portanto, não deverão ser aplicadas de imediato. Estas tarifas constam do Anexo II desta
Nota Técnica.
43. Existe a possibilidade de entrada em operação de novas centrais geradoras dentro do
período de 1º de julho de 2016 a 30 de junho de 2017, que não constam da base de dados do ciclo

(Fl. 9 da Nota Técnica nº 211/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
2016/2017. Para estas usinas, até que seja definida a tarifa locacional específica, segundo os critérios da
REN nº 349/2009, considera-se uma tarifa por distribuidora de forma provisória para o ciclo tarifário atual.
44. Essa tarifa é apurada com base na média aritmética das TUSDg aplicáveis às centrais
geradoras conectadas à distribuidora, considerando todas as centrais geradoras como novas. Ou seja, sem o
mecanismo de estabilização que alcança as centrais geradoras existentes. O Anexo III apresenta os valores
por distribuidora.
Figura 2: Mapa com as Tarifas de Referência calculadas no ciclo 2015/2016.
45. No faturamento do encargo de uso dos sistemas de distribuição de acesso em caráter
temporário de centrais geradoras em níveis de tensão de 88 kV ou 138 kV, segundo critérios estabelecidos na
Resolução Normativa nº 506, de 04 de setembro de 2012, deve-se adotar as tarifas constantes do Anexo III.
46. Deve-se citar o caso da UTE Mário Covas, que conforme a Resolução Autorizativa nº 2.350,
de 6 de abril de 2010, faz contratação remanescente do sistema de distribuição, em caráter excepcional. A
tarifa a ser utilizada para faturamento deverá ser a tarifa genérica, uma vez que a UTE Mário Covas não está
modelada na base de dados, com a aplicação do limitador, em acordo com o definido no art. 3º -A da REN nº
349/2009
47. No Anexo IV listam-se os limitadores tarifários por Rede Unificada, definidos como a maior
Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST do segmento geração das barras de fronteira da RU com a

(Fl. 10 da Nota Técnica nº 211/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
rede básica5, a serem utilizados nos processos de reajuste ou revisão tarifária das distribuidoras durante o
ciclo 2016/2017.
48. Cabe salientar que o sinal locacional é recalculado a cada revisão tarifária, trazendo uma
estabilidade conforme o ciclo tarifário de cada distribuidora (3 a 5 anos), período em que a tarifa sofre um
reajuste baseado na variação do IGP-M e do Fator X da distribuidora. Desta forma, no recálculo das tarifas de
referência, a variação percebida pela central geradora pode ser negativa ou positiva, de acordo com a
variação do sinal locacional que recebe influência: da configuração da RU; da entrada de novos ativos e de
novas centrais geradoras; da variação da receita de referência da RU; e da alteração da carga conforme o
MUST contratado pela distribuidora.
49. Os arquivos que compõe a base de dados e o aplicativo Nodal serão disponibilizados no sítio
eletrônico da ANEEL.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
50. A utilização da metodologia constante da Resolução Normativa nº 349, de 13 de janeiro de
2009, para o cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSDg aplicáveis a centrais geradoras
conectadas aos níveis de tensão de 88 ou 138 kV encontra como base os seguintes dispositivos da legislação
vigente:
Arts. 13 e 23 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1999;

Arts. 15 e 17 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995;

Art. 3º, inciso XVIII, da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;

Arts. 9º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998;

 Arts. 13 e 14 do Decreto nº 2.003, de 10 de setembro de 1996;
 Arts. 2º, 6º, 7º do Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998;
 Art. 4º, inciso IV, VIII e X, Anexo I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997;
Art. 2º do Decreto nº 5.081, de 14 de maio de 2004;

Resolução Normativa nº 67, de 5 de junho de 2004;

Resolução Normativa nº 559, de 27 de junho de 2013;

Procedimentos de Rede;

Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST;

 Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.
5 Calculado considerando o fluxo de despacho da TUSDg.

(Fl. 11 da Nota Técnica nº 211/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016).
V - DA CONCLUSÃO
51. Conclui-se que as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSDg de referência
aplicáveis às centrais geradoras conectadas aos níveis de tensão de 88 ou 138 kV constantes dos Anexos II
e III desta Nota Técnica são aquelas resultantes da aplicação da metodologia estabelecida na Resolução
Normativa nº 349, de 13 de janeiro de 2009, utilizando-se a base de dados de referência atualizada resultante
da Consulta Pública nº 3/2016, as receitas de referência e o aplicativo Nodal versão 5.2.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
52. Ante o exposto recomenda-se a emissão de Resolução Homologatória estabelecendo as
Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição - TUSDg de referência aplicáveis às centrais geradoras conectadas
aos níveis de tensão de 88 ou 138 kV, pertencentes ao Sistema Interligado Nacional – SIN, relativas ao ciclo
tarifário compreendido entre 1º de julho de 2016 e 30 de junho de 2017, conforme os Anexos II e III desta
Nota Técnica.
DIEGO LUÍS BRANCHER ROBSON KUHN YATSU
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
ANDRÉ MEISTER DENIS PEREZ JANNUZZI
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária – SGT

ANEXO I
RECEITAS CONSIDERADAS NO CÁLCULO DA TUSDg PARA O CICLO TARIFÁRIO 2016/2017
Tabela 1 – Parâmetros utilizados no cálculo das receitas
Parâmetro Valor
O&M (138/88 kV) 2,34%
RGR 0,00%
P&D-EE 1,00%
TFSEE 0,40%
Tributos e impostos 34,00%
Tabela 2 - Dados associados às distribuidoras referentes ao último reajuste ou revisão tarifária para cálculo do
parâmetro alfa
Vida

| Taxa de | Duração do | Vida útil |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Depreciação | útil | Alfa |  |
| Distribuidora | Depreciação | ciclo | remanescente WACC |
| acumulada/AIS | média | (receita/inv.) |  |

Anual

| (anos) | (anos) | (anos) |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 1 AES SUL | 51,88% | 3,71% | 5 | 37,04 | 17,82 12,26% | 14,30% |
| 2 AMPLA | 42,26% | 4,10% | 5 | 37,04 | 21,39 12,26% | 16,51% |
| 3 CAIUA | 58,23% | 3,91% | 5 | 37,04 | 15,47 12,26% | 13,31% |

4 CEB-DIS

63,61% 3,67% 4 37,04 13,48 12,26% 12,26%
5 CELESC-DIS 46,33% 3,75% 4 37,04 19,88 12,26% 15,60%
6 CELG-D

54,08% 3,77% 4 37,04 17,01 12,26% 14,15%
7 CELPA 33,08% 4,08% 4 37,04 24,79 12,26% 18,42%
8 CELTINS

43,64% 3,73% 4 37,04 20,87 12,26% 16,08%
9 EMT 35,96% 3,76% 5 37,04 23,72 12,26% 17,35%
10 CEMIG-D

57,80% 3,84% 5 37,04 15,63 12,26% 13,32%
11 ENF 45,26% 3,81% 5 37,04 20,28 12,26% 15,65%
12 EMG

55,13% 3,75% 5 37,04 16,62 12,26% 13,73%
13 CPFL JAGUARI 42,52% 3,76% 5 37,04 21,29 12,26% 16,11%
14 CNEE

50,07% 3,85% 5 37,04 18,49 12,26% 14,78%
15 COELBA 48,44% 3,86% 5 37,04 19,10 12,26% 15,10%
16 COPEL-DIS

60,25% 3,69% 5 37,04 14,72 12,26% 12,70%
17 CPFL LESTE PAULISTA 54,39% 3,79% 5 37,04 16,89 12,26% 13,91%
18 CPFL PIRATININGA

46,05% 3,65% 4 37,04 19,98 12,26% 15,55%
19 CPFL PAULISTA 62,96% 3,76% 5 37,04 13,72 12,26% 12,26%
20 CPFL SUL PAULISTA

47,61% 3,77% 5 37,04 19,40 12,26% 15,16%
21 BANCEIRANTE 54,92% 4,05% 4 37,04 16,70 12,26% 14,28%
22 EDEVP

61,25% 3,99% 5 37,04 14,35 12,26% 12,82%
23 EEB 42,90% 3,87% 5 37,04 21,15 12,26% 16,15%
24 ELEKTRO

58,92% 3,88% 4 37,04 15,21 12,26% 13,36%
25 ELETROPAULO 64,64% 3,75% 4 37,04 13,10 12,26% 12,15%
26 ELFSM

| 40,20% | 3,49% | 4 | 37,04 | 22,15 12,26% | 16,49% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 27 EMS | 51,94% | 3,83% | 5 | 37,04 | 17,80 12,26% | 14,41% |
| 28 ESCELSA | 53,53% | 3,91% | 3 | 37,04 | 17,21 12,26% | 14,62% |
| 29 LIGHT | 53,40% | 3,81% | 5 | 37,04 | 17,26 12,26% | 14,12% |
| 30 RGE | 50,15% | 3,55% | 5 | 37,04 | 18,46 12,26% | 14,46% |

(Fl. 2 do Anexo I da Nota Técnica no 156/2015-SGT/ANEEL, de 17/06/2015).
Vida

| Taxa de | Duração do | Vida útil |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Depreciação | útil | Alfa |  |
| Distribuidora | Depreciação | ciclo | remanescente WACC |
| acumulada/AIS | média | (receita/inv.) |  |

Anual

| (anos) | (anos) | (anos) |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 31 CERON | 37,28% | 3,76% | 4 | 37,04 | 23,23 12,26% | 17,31% |
| 32 CEMAR | 39,20% | 3,78% | 4 | 37,04 | 22,52 12,26% | 16,97% |
| 33 DMED | 45,78% | 3,84% | 5 | 37,04 | 20,08 12,26% | 15,58% |

34 CPFL SANTA CRUZ

54,69% 3,69% 5 37,04 16,78 12,26% 13,75%
35 CEEE-D 55,69% 3,72% 4 37,04 16,41 12,26% 13,81%
36 COSERN

50,18% 3,93% 5 37,04 18,45 12,26% 14,84%
37 CEPISA 50,72% 3,99% 4 37,04 18,25 12,26% 15,01%
Tabela 3 - Receitas de referência associadas a cada Rede Unificada
BRRref Receita
RU T/D Agente
(1000*R$) (1000*R$)
T Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT) 6.970,54
T Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul) 137,76
1
D AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S/A (AES Sul)
D Rio Grande Energia S/A (RGE)
T Interligação Elétrica Sul S.A. (IE Sul) 2.101,24
T Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT) 8.648,21

2 D AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S/A (AES Sul) 61.640,85 8.814,64
D Rio Grande Energia S/A (RGE) 30.933.48 4.474,13
D Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE-D) 21.734,55 3.000,49
T Empresa de Transmissão Serrana S.A. (ETSE) 3.419,36
T Campos Novos Transmissora de Energia S.A. (ATE VI) 3.089,54
T Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul) 52.163,49
3
T Sistema de Transmissão Catarinense S/A (STC) 13.189,07
D Celesc Distribuição S/A (Celesc) 1.190.236,13 185.642,67

D Rio Grande Energia S/A (RGE) 10.345,99 1.496,41
T Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul) 23.737,22
T Porto Primavera Transmissora de Energia Ltda (PPTE) 6.189,75
4
T Linhas de Transmissão Corumbá Ltda (LTC) 1.383,66
D Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S/A (EMS) 1.041.912,34 150.144,45
T Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul) 495,58
T Foz do Iguaçu Transmissora de Energia S.A. (ATE VII) 2.957,84
T Copel Geração e Transmissão S/A (Copel–GT) 28.234,35
5
T Caiuá Transmissora de Energia S.A. (CAIUA - T) 3.866,03
D Copel Distribuição S/A (Copel-Dis) 2.260.506,03 287.129,11

D Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S/A (EMS) 31.342,27 4.516,57
T Interligação Elétrica Pinheiros S.A. (IE Pinheiros) 11.245,07
T Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) 23.8556,732
T Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas) 9.190,95
T Londrina Transmissora de Energia S/A (ATE V) 2.461,10
T Transenergia São Paulo S.A. (TSP) 7.364,77
T Copel Geração e Transmissão S/A (Copel–GT) 3.023,70
6
T Marechal Rondon Transmissora de Energia S.A (RONDON) 8.638,23
T Interligação elétrica Pinheiros (IE PINHEIROS) 4.821,27
D Bandeirante Energia S/A (Bandeirante) 1.286.567,33 183.744,81

D Caiuá Distribuição de Energia S/A (Caiuá-D) 89.221,26 11.817,22
D Companhia Jaguari de Energia (CJE) 12.648,12 2.038,07
D Companhia Nacional de Energia Elétrica (CNEE) 31.326,90 4.630,76

(Fl. 3 do Anexo I da Nota Técnica no 156/2015-SGT/ANEEL, de 17/06/2015).
BRRref Receita
RU T/D Agente
(1000*R$) (1000*R$)

D Companhia Paulista de Energia Elétrica (CPEE) 9.317,67 1.295,92
D Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL Paulista) 2.151.037,80 263.773,19

| D Companhia Sul Paulista de Energia (CSPE) | 10.932,32 | 1.657,78 |
| --- | --- | --- |
| D Elektro Eletricidade e Serviços S/A (Elektro) | 518.033,23 | 69.187,43 |
| D Empresa de Distribuição de Energia Vale do Paranapanema (EDEVP) | 41.559,72 | 5.327,26 |
| D Empresa Elétrica Bragantina S/A (EEB) | 70.864,07 | 11.447,37 |
| D Cemig Distribuição S/A (Cemig) | 29.727,17 | 3.958,31 |
| D DME Distribuição S/A (DMED) | 29.944,15 | 4,665,53 |
| D Companhia Piratininga de Força e Luz (CPFL Piratininga) | 40.689,19 | 6.326,36 |

T Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) 3.588,03
7

D Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A (Eletropaulo) 134.563,20 16.344,91
T Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) 2.157,75
8

D Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A (Eletropaulo) 45.658,06 5.545,92
T Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) 2.892,91
9

D Companhia Piratininga de Força e Luz (CPFL Piratininga) 150.735,48 23.436,37
10
T Pedras Transmissora de Energia Ltda. (Pedras) 5.235,18
T Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas) 65.875,47
T Light Energia (Light Energia) 3.607,88
T Linhas de Transmissão de Montes Claros S.A. (Montes Claros) 2.741,13
11 T Linhas de Taubaté Transmissora de Energia S.A (LTTE) 1.794,59
D Ampla Energia e Serviços S/A (Ampla) 639.913,20 105.633,88

D Energisa Nova Friburgo Distribuidora de Energia S/A (ENF) 8.448,86 1.322,15
D Energisa Minas Gerais Distribuidora de Energia S/A (EMG) 293.751,68 40.327,32
D Light Serviços de Eletricidade S/A (Light) 1.476.733,06 208.449,93
T Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas) 954,59
T Cemig Geração e Transmissão S/A (Cemig-GT) 16.755,63
T Empresa Santos Dumont de Energia S.A. (ESDE) 3.620,76
12 T Cemig Distribuição S/A referente a SE Itajubá (Cemig-Itajubá) 14.194,54
T Sete Lagoas Transmissora de Energia Ltda (SLTE) 2.253,59
D Cemig Distribuição S/A (Cemig) 1.358.628,07 180.907,54

D Empresa Elétrica Bragantina S/A (EEB) 12.122,60 1.958,28
T Empresa de Transmissão do Espírito Santo S.A. (ETES) 4.274,03
T Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas) 6.227,19
T EVRECY Participações Ltda (EVRECY) 1.800,42
13
T Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas – Linhares) 541,14
D Espírito Santo Centrais Elétricas S/A (Escelsa) 916.536,15 134.025,01

D Empresa Luz e Força Santa Maria S/A (ELFSM) 1.618,71 3.564,21
T Brasnorte Trasmissora de Energia S.A. (Brasnorte) 2.151,13
T Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas) 4.206,63
T Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte) 8.023,37
14 T Celg Geração e Transmissão S/A (Celg GT) 453,63
T Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. (EBTE) 589,95
D Centrais Elétricas Matogrossenses S/A (EMT) 869.848,54 150.934,89

D Celg Distribuição S/A (Celg-D) 114.703,86 16.253,58
T Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte) 2.527,69

15 D Centrais Elétricas Matogrossenses S/A (EMT) 175.266,93 30.412,07
D Centrais Elétricas do Pará S/A (Celpa) 8.528,61 1.571,31
T Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte) 2.572,78
16

D Centrais Elétricas Matogrossenses S/A (EMT) 251.563,30 43.650,91
T Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas) 14.793,32
17
T São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A (SBTE) 3.213,16

(Fl. 4 do Anexo I da Nota Técnica no 156/2015-SGT/ANEEL, de 17/06/2015).
BRRref Receita
RU T/D Agente
(1000*R$) (1000*R$)

D Celg Distribuição S/A (Celg-D) 216.603,88 30.658,86
D CEB Distribuição S/A (Ceb – Dis) 285.069,81 34.950,54
T Celg Geração e Transmissão S/A (Celg GT) 2.928,50
18

D Celg Distribuição S/A (Celg-D) 38.232,39 5.411,55
T Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte) 8.065,28
T Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas) 1.190,97
19 D Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins (Celtins) 768.431,38 123.578,75

D Celg Distribuição S/A (Celg-D) 136.105,36 19.264,82
D Companhia Energética do Maranhão (Cemar) 50.543,01 8.578,37
T Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte) 1.793,32
20

D Centrais Elétricas do Pará S/A (Celpa) 230.132,61 42.399,48
T Companhia Hidroelétrica do São Francisco (CHESF) 4.549,56
21

D Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (Coelba) 407.180,83 61.483,52
T Companhia Hidroelétrica do São Francisco (CHESF) 923,86
22 T São Pedro Transmissora de Energia S.A (SÃO PEDRO) 730.67

D Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (Coelba) 253.764,96 38.318,02
T Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte) 1.713,83
23

D Centrais Elétricas Matogrossenses S/A (EMT) 78.720,35 13.659,44
T Celg Geração e Transmissão S/A (Celg-GT) 4.973,91
24

D Celg Distribuição S/A (Celg-D) 189.939,60 26.884,71
T Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) 2.103,74
25

D Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A (Eletropaulo) 22.411,78 2.722,28
26
T Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul) 2.048,74
T Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S.A. (ETAU) 6.232,56
27 T Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT) 4.883,18
T Empresa de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul (RS Energia) 919,47

D Rio Grande Energia S/A (RGE) 132.709,42 19.194,70
T Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte) 1.026,49
28

D Eletrobrás Distribuição Rondônia (Ceron) 11.924,11 2.064,13
29 D Companhia Paulista de Força e Luz Santa Cruz (CPFL Santa Cruz) 30.305,93 4.166,84
T Cemig Geração e Transmissão S/A (Cemig-GT) 5.437,60
T Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas) 2.401,41
T Serra da Mesa Transmissora de Energia S.A. (SMTE) 10.093,17
30
T Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A. (SPTE) 4.483,58
D Cemig Distribuição S/A (Cemig) 1.876.455,004 249.858,56

D Celg Distribuição S/A (Celg-D) 37.245,51 5.271,86
T Cemig Geração e Transmissão S/A (Cemig-GT) 1.094,02
31 T Companhia Transirapé de Transmissão (Transirapé) 3.660,34

D Cemig Distribuição S/A (Cemig) 323.917,27 43.131,06
T Cemig Geração e Transmissão S/A (Cemig-GT) 1.166,82

32 D Cemig Distribuição S/A (Cemig) 129.745,21 17,276,17
D Energisa Minas Gerais Distribuidora de Energia S/A (EMG) 17.998,66 2.470,92
T Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT) 104,31
33

D Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE-D) 53.181,74 7.341,84
T Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) 3231,37

34 D Elektro Eletricidade e Serviços S/A (Elektro) 24.414,72 3.260,78
D Bandeirante Energia S/A (Bandeirante) 330.687,62 47,228,10
T Companhia Hidroelétrica do São Francisco (CHESF) 946,76
35

D Companhia Energética do Rio Grande do Norte (COSERN) 7.945,17 1.179,26
36 T Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A (EBTE) 1.870,50
37 T Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF) 2.192,86

(Fl. 5 do Anexo I da Nota Técnica no 156/2015-SGT/ANEEL, de 17/06/2015).
BRRref Receita
RU T/D Agente
(1000*R$) (1000*R$)

D Eletrobras Distribuição Piauí (CEPISA) 98.566,01 14.798,01
T Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)
38
D Companhia de Eletricidade do Amapá (CEA)
T Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT) 6.910,28
39

D Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE-D) 199.549,55 27.548,19
T Companhia Hidroelétrica do São Francisco (CHESF) 1.017,08
40

D Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (Coelba) 102.255,79 15.440,43

ANEXO II
TUSDg DE REFERÊNCIA - BASE PARA O CÁLCULO DA TUSDg A SER HOMOLOGADA NA DATA
CONTRATUAL DE REVISÃO OU REAJUSTE TARIFÁRIO DA DISTRIBUIDORA ACESSADA
COMPONENTES TUSDg
(R$/kW) TUSDg

RU TIPO CENTRAL GERADORA DISTRIBUIDORA CLASSIFICAÇÃO
(R$/kW)
T D/DIT ONS

| 3 EOL BOM JARDIM | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,293 | 0,211 | 2,504 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 3 EOL PULPITO | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,293 | 0,211 | 2,504 |
| 3 EOL RIO DO OURO | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,293 | 0,211 | 2,504 |
| 3 EOL SANTO ANTONIO | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,293 | 0,211 | 2,504 |
| 19 PCH AGROTRAFO | CELTINS | Revisão Tarifária | 0,000 | 4,834 | 0,211 | 5,045 |
| 19 PCH AGUA LIMPA | CELTINS | Revisão Tarifária | 0,000 | 4,848 | 0,211 | 5,059 |
| 3 PCH ALTO BENEDITO NOVO I | CELESC | Alteração de MUSD | 0,000 | 2,090 | 0,211 | 2,301 |
| 3 PCH ANGELINA | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 1,922 | 0,211 | 2,133 |
| 19 PCH AREIA | CELTINS | Revisão Tarifária | 0,000 | 4,851 | 0,211 | 5,062 |
| 13 PCH FRANCISCO GROSS | ESCELSA | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,019 | 0,211 | 2,230 |
| 13 PCH SAO JOAQUIM | ESCELSA | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,088 | 0,211 | 2,299 |
| 13 PCH SAO PEDRO | ESCELSA | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,706 | 0,211 | 2,917 |
| 13 PCH SAO SIMAO | ESCELSA | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,019 | 0,211 | 2,230 |
| 13 UHE SUICA | ESCELSA | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,260 | 0,211 | 2,471 |
| 17 UHE CORUMBA IV | CEB | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,250 | 0,211 | 2,461 |
| 13 UHE MASCARENHAS - ENERGEST | ESCELSA | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,620 | 0,211 | 2,831 |
| 3 UHE QUEBRA QUEIXO | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,737 | 0,211 | 2,948 |
| 3 UHE SALTO PILAO | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,215 | 0,211 | 2,426 |
| 13 UTE ARCEL | ESCELSA | Revisão Tarifária | 0,000 | 1,599 | 0,211 | 1,810 |
| 3 UTE COGERACAO LAGES | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 1,991 | 0,211 | 2,202 |
| 6 UTE COLOMBO ARIRANHA | CPFL | Alteração de MUSD | 0,000 | 2,680 | 0,211 | 2,891 |
| 3 UTE JORGE LACERDA A | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,132 | 0,211 | 2,344 |
| 6 UTE PIONEIROS | ELEKTRO | Alteração de MUSD | 0,000 | 1,594 | 0,211 | 1,805 |
| 4 UTE LDC BIOENERGIA RIO BRILHANTE | EMS | Alteração de MUSD | 0,000 | 6,237 | 0,211 | 6,448 |
| 13 UTE SOL | ESCELSA | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,787 | 0,211 | 2,999 |
| 17 UHE CORUMBA III | CEB | Revisão Tarifária | 0,000 | 1,949 | 0,211 | 2,160 |
| 3 PCH SANTA ANA | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 1,922 | 0,211 | 2,133 |
| 3 EOL SALTO | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,377 | 0,211 | 2,588 |
| 3 EOL CASCATA | CELESC | Alteração de MUSD | 0,000 | 2,377 | 0,211 | 2,588 |
| 3 PCH OURO | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,299 | 0,211 | 2,510 |
| 3 PCH COQUEIRAL | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 1,922 | 0,211 | 2,133 |
| 3 PCH BARRA CLARA | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 1,922 | 0,211 | 2,133 |
| 3 EOL CAMPO BELO | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,377 | 0,211 | 2,588 |
| 3 EOL AMPARO | CELESC | Alteração de MUSD | 0,000 | 2,377 | 0,211 | 2,588 |
| 3 EOL AQUIBATA | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,377 | 0,211 | 2,588 |
| 3 EOL CRUZ ALTA | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,377 | 0,211 | 2,588 |
| 6 UTE CLEALCO QUEIROZ | CPFL | Alteração de MUSD | 0,000 | 0,904 | 0,211 | 1,115 |
| 13 UTE LUIZ OSCAR RODRIGUES DE MELO (LINHARES) ESCELSA | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,272 | 0,211 | 2,483 |  |
| 6 UTE VISTA ALEGRE - ELEKTRO | ELEKTRO | Alteração de MUSD | 0,000 | 1,468 | 0,211 | 1,679 |

(Fl. 2 do Anexo VI da Nota Técnica no 156/2015-SGT/ANEEL, de 17/06/2015).
COMPONENTES TUSDg
(R$/kW) TUSDg

RU TIPO CENTRAL GERADORA DISTRIBUIDORA CLASSIFICAÇÃO
(R$/kW)
T D/DIT ONS

| 6 UTE CONQUISTA DO PONTAL | ELEKTRO | Alteração de MUSD | 0,000 | 1,622 | 0,211 | 1,833 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 33 EOL PALMARES | CEEE | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,233 | 0,211 | 2,444 |
| 3 PCH NOVA FATIMA | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 1,938 | 0,211 | 2,149 |
| 3 PCH RIO FORTUNA | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 1,938 | 0,211 | 2,149 |
| 3 PCH MOINHO | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,299 | 0,211 | 2,510 |
| 3 PCH JOAO BORGES | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,354 | 0,211 | 2,565 |
| 33 EOL FAZENDA ROSARIO | CEEE | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,233 | 0,211 | 2,444 |
| 33 EOL FAZENDA ROSARIO 3 | CEEE | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,233 | 0,211 | 2,444 |
| 6 UTE COLOMBO SANTA ALBERTINA | ELEKTRO | Alteração de MUSD | 0,000 | 1,566 | 0,211 | 1,777 |
| 6 UTE NARDINI | CPFL | Alteração de MUSD | 0,000 | 2,558 | 0,211 | 2,769 |
| 6 UTE VIRALCOOL CASTILHO | ELEKTRO | Alteração de MUSD | 0,000 | 1,589 | 0,211 | 1,800 |
| 33 EOL FAZENDA ROSARIO 2 | CEEE | Revisão Tarifária | 0,000 | 2,233 | 0,211 | 2,444 |
| 3 PCH SALTO GOES | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 1,562 | 0,211 | 1,773 |
| 19 UTE PEDRO AFONSO | CELTINS | Revisão Tarifária | 0,000 | 5,971 | 0,211 | 6,182 |
| 3 PCH PERY | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 1,648 | 0,211 | 1,859 |
| 3 PCH SANTA ROSA | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 1,938 | 0,211 | 2,149 |
| 14 PCH INXU | EMT | Alteração de MUSD | 0,000 | 6,064 | 0,211 | 6,275 |
| 6 UTE SAO MARTINHO ENERGIA | CPFL | Alteração de MUSD | 0,000 | 2,250 | 0,211 | 2,461 |
| 39 EOL VENTO ARAGANO I | CEEE | Revisão Tarifária | 0,000 | 5,705 | 0,211 | 5,916 |
| 39 EOL CORREDOR DO SENANDES II | CEEE | Revisão Tarifária | 0,000 | 5,705 | 0,211 | 5,916 |
| 39 EOL CORREDOR DO SENANDES III | CEEE | Revisão Tarifária | 0,000 | 5,705 | 0,211 | 5,916 |
| 39 EOL CORREDOR DO SENANDES IV | CEEE | Revisão Tarifária | 0,000 | 5,705 | 0,211 | 5,916 |
| 3 PCH CAPIVARI | CELESC | Revisão Tarifária | 0,000 | 1,938 | 0,211 | 2,149 |
| 22 PCH DOIDO | COELBA | nova | 1,319 18,720 | 0,211 | 20,251 |  |
| 5 UTE USI BIO | COPEL | nova | 0,000 | 4,661 | 0,211 | 4,872 |
| 6 UTE COLOMBO ARIRANHA 2 | CPFL | nova | 0,000 | 2,680 | 0,211 | 2,891 |
| 6 UTE GUARANI TANABI 2 | CPFL | nova | 0,000 | 1,597 | 0,211 | 1,808 |
| 6 PCH SAN JUAN | ELEKTRO | nova | 0,000 | 1,470 | 0,211 | 1,681 |

ANEXO III
TUSDg DE REFERÊNCIA PARA NOVAS CENTRAIS GERADORAS QUE ENTREM EM OPERAÇÃO NO
CICLO 2016/2017, MAS NÃO LISTADAS NO ANEXO II, E PARA CENTRAIS GERADORAS COM CUSD
PARA ACESSO EM CARÁTER TEMPORÁRIO QUE SERVIRÃO DE BASE PARA O CÁLCULO DA TUSDg
A SER HOMOLOGADA NA DATA CONTRATUAL DE REVISÃO OU REAJUSTE TARIFÁRIO DE CADA
DISTRIBUIDORA
TUSDg - REFERÊNCIA
DISTRIBUIDORA
R$/kW (mês)
AMPLA 1,050
BANDEIRANTE 4,295
CAIUA 1,709
CEB-DIS 2,311
CEEE-D 4,180
CELESC-DIS 2,361
CELG-D 3,385
CELPA 6,832
CELTINS 5,337
CEMIG-D 3,758
CEPISA 4,211
CERON 6,469
CNEE 1,734
COELBA 12,100
COPEL-DIS 4,437
COSERN 1,536
CPFL LESTE PAULISTA 1,489
CPFL PAULISTA 2,067
CPFL PIRATININGA 1,540
CPFL SANTA CRUZ 2,447
EDEVP 1,740
ELEKTRO 1,752
ELETROPAULO 1,379
EMG 2,266
EMS 6,885
EMT 6,600
ESCELSA 2,474
LIGHT 2,000
RGE 3,294

ANEXO IV
LIMITADOR DA TUSDg A SER CONSIDERADO NO CICLO 2016/2017
TUSDg – LIMITADOR
RU
(R$/kW mês)
1 2,667
2
2,463
3 3,850
4 3,719
5 3,832
6 3,831
7 2,173
8 1,835
9 2,240
11 2,599
12 2,744
13 1,561
14
5,200
15
3,139
16
4,043
17
3,400
18
2,800
19
3,838
20
1,448
21 1,959
22 3,358
23 4,991
24 3,143
25 2,144
27 3,618
28 6,064
29 2,491
30 3,404
31
2,980
32
1,684
33
2,811
34
1,683
35
4,096
36
5,312
37
1,951
39
3,982
40 3,378

ANEXO V
ENCARGOS ANUAIS A SEREM PAGOS AO ONS E ÀS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO–
PERÍODO 2016/2017 – DE ACORDO COM REN Nº 349/2009 (TUSDg-T E TUSDg-ONS)
Encargo (R$/ano)
Distribuidora
Rede Básica ONS

| AMPLA | 0,00 | 1.043.532,00 |
| --- | --- | --- |
| BANDEIRANTE | 0,00 | 425.973,60 |
| CAIUA | 0,00 | 38.376,00 |
| CEB-DIS | 0,00 | 534.252,00 |
| CEEE-D | 0,00 | 390.358,44 |
| CELESC-DIS | 0,00 | 2.082.319,33 |
| CELG-D | 0,00 | 2.218.475,23 |
| CELPA | 0,00 | 266.565,60 |
| CELTINS | 0,00 | 302.399,29 |
| CEMIG-D | 1.537.272,00 | 10.439.623,27 |
| CEPISA | 0,00 | 204.120,00 |
| CERON | 5.699.683,20 | 350.402,40 |
| CNEE | 0,00 | 229.016,16 |
| COELBA | 186.736,92 | 733.208,35 |
| COPEL-DIS | 0,00 | 1.848.593,50 |
| COSERN | 2.018.446,56 | 300.749,76 |
| CPFL LESTE PAULISTA | 0,00 | 645.690,96 |
| CPFL PAULISTA | 0,00 | 6.801.663,50 |
| CPFL PIRATININGA | 0,00 | 180.072,00 |
| CPFL SANTA CRUZ | 0,00 | 391.140,00 |
| EDEVP | 0,00 | 1.051.502,40 |
| ELEKTRO | 0,00 | 6.772.705,80 |
| ELETROPAULO | 0,00 | 751.284,00 |
| EMG | 0,00 | 583.197,12 |
| EMS | 0,00 | 2.262.361,20 |
| EMT | 30.717.291,25 | 2.960.948,29 |
| ESCELSA | 0,00 | 1.660.103,27 |
| LIGHT | 0,00 | 9.445.901,11 |
| RGE | 1.980.180,00 | 1.263.888,12 |

ANEXO VI
ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À CONSULTA PÚBLICA Nº 3/2016
RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À CONSULTA PÚBLICA Nº 3/2016
Colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da base de dados preliminar para o cálculo das Tarifas de Uso do
Sistema de Transmissão – TUST e Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição para centrais geradoras – TUSDg do ciclo tarifário
2016 -2017.
Lista de contribuições:
COELBA CPFL ENERGIA
AES BRASIL CEMIG-D
CPFL GERAÇÃO LIGHT
ELEKTRO SERVENG

AUTOR TEXTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
Correção de subsistema da barra 96492 Aceita -
Retirada de LT 96477- 96482 devido a seccionamento. Aceita -

COELBA Correção de parâmetros da linha 6365-6317 Aceita -
Inclusão/exclusão de bay de linhas. Aceita -
Alteração dos dados da EOL Ventos da Bahia VIII Aceita -
Barras e cargas:
Aceita -
Atualização de nomes de barras e inclusão de novas barras
AES Brasil –
Linhas e transformadores
AES
Correção de parâmetros de linhas e atualização dos nomes
Eletropaulo Aceita -
de barras conforme item anterior.
Solicita inclusão da SE Morro Agudo 500/138 kV e
CPFL
seccionamento correspondente por pertencer ao ciclo Aceita -
Geração
tarifário 2016/2017.
Incluir no cálculo da TUSD-g as usinas Energy Works e
Ferro ligas Piracicaba Aceita -
ELEKTRO
Alterar o montante de carga com a CPFL no ponto Piedade. Aceita -
CPFL Paulista: Pasta "Barras e Cargas":
1) Barra 2162 LINS: correção do valor do MUST. Foi
necessário adequar o valor das perdas para fechar
o MUST.
2) Barras 3419 MORADASOL: Barra da CPFL
Piratininga, que contrata MUSD com a CPFL
Paulista. Atualização do MUSD. Para manter o

CPFL MUST total no ponto de fronteira, foi necessário Aceita -
ajustar os valores das Barras 2218 e 2247.
Pasta "Usinas": Usinas 92700 e 92701; acerto do MUSD
contratado.
A base de dados TUSDg 2016-2017 foi retificada com as
correções mencionadas e consta como anexo desta

contribuição. (CP 003-2016 -
Base_Dados_TUSDg_2016_2017 - CPFL PAULISTA -

(Fl. 2 do Anexo VI da Nota Técnica no 156/2015-SGT/ANEEL, de 17/06/2015).
Rev02).
CPFL Piratininga: Pasta "Barras e Cargas":
Alteração dos montantes das barras 94906 e 94907. Barras
da ELEKTRO, que contrata MUSD com a CPFL Piratininga
nestas barras.
As informações previamente encaminhadas pela CPFL
Piratininga e pela ELEKTRO tinham dados divergentes.
Após contato com a ELEKTRO ficou combinado que a CPFL
Aceita -
Piratininga se responsabilizará pelo envio das informações
atualizadas.
A base de dados TUSDg 2016-2017 foi retificada com as
correções mencionadas e consta como anexo desta

contribuição. (CP 003-2016 -
Base_Dados_TUSDg_2016_2017 - PIRATININGA - Rev01).
RGE: Pasta "Barras e Cargas":
Nas barras n° 1275 e 2068 (SMARTA---138 e CACHOEIR138), foram encontradas divergências entre os valores de
MUST informados pela RGE (enviado em 15/02/2016) e os
valores informados na base disponibilizada pela Consulta Aceita -
Pública 003/2016.
Os dados corretos das barras TUSDg 2016-2017 constam
como anexo desta contribuição (CP003-2016
Base_Dados_TUSDg_2016_2017 - RGE).
Solicitamos atualização nº CEG da UTE Delta de
UTE.PE.MG.031093-0.01 para UTE.AI.MG.028219-7.01 e
atualização do MUSD contratado. Aceito -
Nota: Dados encaminhados no arquivo anexo
TUSDg_2016_2017_CEMIG_CP003.xlsx.

CEMIG Apresentação dos dados para atualização da base de Não faz parte do
Não aceito escopo da consulta
pública.
dados no formato do EditCepel ao invés de planilha Excel e Não faz parte do
Não aceito escopo da consulta
pública.
Alterações de parâmetros e exclusão de linha/Trafo na base
LIGHT Aceita -
de dados.
SERVENG Refletir alterações de MUST de geradores decorrentes de
Aceita -
ENERGIA aditivos contratuais na base de dados.