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

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

3 de 21 
 
Tarifas de Uso das Interligações Internacionais (TUII), (vi) da TUSTTEMP para contratação em caráter 
temporário, (vii) dos encargos anuais de uso do sistema de transmissão que deverão ser 
mensalmente aplicados às distribuidoras que possuam em sua área de concessão centrais geradoras 
conectadas em nível de tensão de 138 e 88 kV e (viii) da base de dados de cálculo da TUST, todos 
para o período de 1º de julho de 2022 a 30 de junho de 2023. 
II.1 Estabelecimento da RAP 
II.1.1 Regra geral 
9. 
A RAP destinada às transmissoras devido à prestação de serviço público de 
transmissão de energia elétrica é reajustada anualmente a partir da soma das parcelas de receita, 
referentes às instalações de transmissão em operação comercial no ciclo anterior, atualizadas pelo 
Índice de Variação da Inflação (IVI)i-16. 
10. 
Os contratos de concessão de transmissão definem o índice a ser utilizado no 
reajuste. Alguns contratos adotam o Índice Geral de Preços de Mercado (IGP-M), da Fundação 
Getúlio Vargas (FGV), outros o Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), calculado pelo 
Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). 
11. 
Os valores do IVI para o Ciclo 2022-2023 para os contratos reajustados pelo IGP-M e 
IPCA são respectivamente 1,107233872227246 e 1,11731212845584. 
12. 
Além da atualização das receitas, no reajuste da RAP são refletidos, entre outros, os 
resultados (i) das revisões periódicas de receita das transmissoras, aprovadas pela ANEEL; (ii) das 
novas parcelas de RAP estabelecidas para os reforços autorizados sem estabelecimento prévio de 
receita; (iii) das reduções em 50% da RAP no décimo sexto ano, previstas em alguns contratos de 
concessão; e (iii) de outras decisões publicadas pela ANEEL ao longo do ciclo 2021/2022. 
II.1.2 Parcelas de ajuste e outros componentes financeiros 
 
6 O IVIi-1 é o quociente do índice indicado no Contrato de Concessão, do mês de maio do período i-1, pelo índice do 
mês de maio do período i-2.

4 de 21 
 
13. 
A arrecadação e as necessidades de receita são variáveis ao longo do ciclo tarifário 
em função, por exemplo, da entrada em operação comercial de novas instalações no sistema, com 
suas respectivas receitas, e da dinâmica de contratação do uso da rede pelos usuários. 
14. 
Como as tarifas de transmissão são fixas por um ano, os contratos de concessão 
preveem um mecanismo, a Parcela de Ajuste (PA), para fazer frente ao superávit ou déficit de 
arrecadação que ocorre ao longo do período. A PA é calculada anualmente de acordo com os 
contratos de concessão, ou atos de equiparação, e com o que consta no Submódulo 9.3 do Proret. 
15. 
A PA e os componentes financeiros a serem compensados no ciclo 2022- 2023 são 
compostos das seguintes parcelas: 
a) PA Apuração: compensa o déficit ou superávit de arrecadação apurado pelo ONS no 
ciclo 2021-2022; 
b) PA Qualidade DIT: corresponde ao valor a ser descontado da receita das 
transmissoras devido a violações dos limites de continuidade dos pontos de conexão nas Demais 
Instalações de Transmissão (DIT), em conformidade com os Procedimentos de Distribuição de 
Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (Prodist); 
c) PA Autorizadas sem RAP prévia: compreende os valores retroativos referentes aos 
reforços autorizados sem a definição prévia de receita; 
d) PA Revisão: reflete alterações e ajustes resultantes das revisões periódicas de receita 
ocorridas em ciclos anteriores; 
e) PA Outros Ajustes: consolida diversos ajustes decorrentes, por exemplo, da correção 
de datas de entrada em operação comercial de instalações, de erros materiais verificados na 
definição das RAP de ciclos anteriores, da restituição de valores relativos a instalações de 
transmissão que não operaram durante todo ou parte do ciclo tarifário anterior, etc. 
f) Financeiro Melhorias: trata as anuidades de melhorias de pequeno porte, disposta 
no Submódulo 9.1 do Proret, e corresponde ao valor para cobertura dos investimentos em 
melhorias de pequeno porte; 
g) ICG/IE: trata de ajustes dos ciclos anteriores e relativos às Instalações de Transmissão 
de Interesse Exclusivo para Conexão Compartilhada (ICG) e das Instalações de Transmissão de 
Interesse Exclusivo para Conexão Individual (IEG).

5 de 21 
 
16. 
Essas componentes somadas totalizaram -R$ 278.719.616,05 a serem ressarcidos às 
transmissoras ao longo do ciclo 2022-2023, conforme detalhado na Tabela 1. 
Tabela 1. Parcelas de Ajuste (PA) e componentes financeiros. 
Tipo 
Rede Básica (R$) 
Rede Básica  
de Fronteira 
(R$) 
DIT  
Compartilhada 
(R$) 
DIT de Uso  
Exclusivo (R$) 
ICG /IEG 
TOTAL (R$) 
Financeiro 
Melhorias 
195.573.997,93 
0,00 
0,00 
0,00 
  
195.573.997,93 
PA 
Apuração 
-
1.033.349.268,66 
-
220.635.148,38 
93.507.497,76 
0,00 
  
-
1.160.476.919,28 
PA 
Instalações 
Autorizadas 
sem RAP 
prévia 
65.060.590,44 
5.031.966,44 
1.552.055,63 15.892.980,04 
  
87.537.592,55 
PA Outros 
Ajustes 
114.063.381,93 -17.733.444,29 
2.534.297,11 
-
21.140.945,33 5.889.958,27 
83.613.247,69 
PA 
Qualidade 
DIT 
0,00 
0,00 
0,00 -8.350.309,61 
  
-8.350.309,61 
PA Revisão 
207.020.732,37 198.209.096,86 
35.849.152,75 82.303.792,69 
  
523.382.774,67 
TOTAL 
-451.630.565,99 -35.127.529,37 133.443.003,25 68.705.517,79 5.889.958,27 
-278.719.616,05 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária. 
 
II.1.3 Parcela variável 
17. 
A Parcela Variável (PV) é o desconto aplicado na RAP das transmissoras por 
indisponibilidades, restrições operativas ou atrasos na entrada em operação de instalações 
integrantes da Rede Básica7. A redução de receita devido à aplicação da PV, no período de junho de 
2021 a maio de 2022, totalizou R$ 500.762.679,74 conforme detalhado na Tabela 2. 
Tabela 2. Descontos aplicados nas receitas das transmissoras de junho de 2020 a maio de 2021. 
 
Concessionárias 
Parcela variável descontada 
(R$) 
 
7 Conforme Módulo 4 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, aprovado pela Resolução Normativa 
ANEEL nº 906, de 8 de dezembro de 2020.
Tipo      Rede Básica (R$)        Rede Básica      DIT    DIT de Uso
Exclusivo (R$)      ICG /IEG      TOTAL (R$)    
              de Fronteira      Compartilhada                    
              (R$)      (R$)                    
      195.573.997,93      0,00      0,00      0,00            195.573.997,93    
      -
1.033.349.268,66      -
220.635.148,38      93.507.497,76      0,00              -  
                                      1.160.476.919,28  
      65.060.590,44      5.031.966,44      1.552.055,63      15.892.980,04            87.537.592,55    
      114.063.381,93      -17.733.444,29      2.534.297,11      -
21.140.945,33      5.889.958,27      83.613.247,69    
      0,00      0,00      0,00      -8.350.309,61            -8.350.309,61    
      207.020.732,37      198.209.096,86      35.849.152,75      82.303.792,69              523.382.774,67  
  TOTAL      -451.630.565,99      -35.127.529,37      133.443.003,25      68.705.517,79      5.889.958,27      -278.719.616,05  
DIT de Uso
Exclusivo (R$)
Concessionárias    Parcela variável descontada  
    (R$)  

6 de 21 
 
NÃO LICITADAS 
1.041.864,80 
NÃO LICITADAS PRORROGADAS 
229.042.863,98 
LICITADAS 
266.856.352,24 
INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS 
3.821.598,72 
TOTAL 
500.762.679,74 
Fonte: CARTA CTA-ONS DTA/SA 1106/2022 - SIC nº 48513.016985/2022-00. 
 
II.1.4 Carta CGT Eletrosul 
18. 
Por meio da Carta CE DRP-0050/20228, de 17 de junho de 2022, a CGT Eletrosul 
requisitou: 
a) revisar a lista de módulos disponibilizada por meio do Despacho nº 1.425/2022, 
de modo a contemplar os ajustes de receita já processados por ocasião da REH nº 
2.959/2021 e relacionados com o fim da concessão da Conversora de Uruguaiana (PRT MME 
nº 624/2014); 
 
b) analisar os pleitos constantes na CE DRP-0121/20219, de 25 de outubro de 2021, 
não verificados por ocasião da análise dos recursos do ciclo anterior, quais sejam: 
 
(b.1) revisão do cálculo do modelo DEA relativo à LT 138 kV Biguaçu-Florianópolis 
C1 e C2, processado no ciclo 2021-2022; e 
(b.2) alteração do titular do Contrato nº 004/2012 para CGT Eletrosul. 
 
19. 
Considerados os argumentos apresentados pela CGT Eletrosul, a SGT recomendou a 
republicação da lista de módulos constante no Despacho nº 1.425/2022, de modo a contemplar os 
ajustes de receita já processados por ocasião da REH nº 2.959/2021 e relacionados com o fim da 
equiparação da Conversora de Uruguaiana (PRT MME nº 624/2014).  
20. 
Quanto ao pleito relativo à revisão do cálculo de redução da receita de O&M da PRT 
579/2012 em virtude da transferência LT 138 kV Biguaçu-Florianópolis C1 e C2, a SGT reconstituiu 
metade do valor processado no ciclo anterior. 
21. 
Com relação ao pleito de alteração do titular do Contrato nº 004/2012 para CGT 
 
8 Sicnet nº 48513.016361/2022-00. 
9 Sicnet nº 48513.029229/2021-00.

7 de 21 
 
Eletrosul, a SGT informou que, após ouvida a área de concessões, as instalações do referido contrato 
foram alteradas. 
II.1.5 Resultados 
22. 
O resultado global da RAP da Rede Básica para o ciclo 2022-2023 totaliza R$              
41.926.458.424,44 e representa um aumento de 19,60% em relação ao ciclo 2021-2022, conforme 
detalhado na Tabela 3. As principais razões desse aumento são (i) o índice de reajuste previsto nos 
contratos de concessão; (ii) a expansão do sistema de transmissão, com entrada em operação de 23 
novos contratos, além das melhorias autorizadas; e (iii) os efeitos das revisões das receitas das 
concessionárias licitadas.  
Tabela 3. Resultado global da RAP da Rede Básica (R$). 
Itens 
Ciclo 2021-2022* 
Ciclo 2022-2023 
Efeito % 
Econômico 
29.505.833.499,25 
36.380.448.452,97 
19,60% 
Financeiro 
2.443.310.611,62 
3.680.822.673,34 
3,50% 
Previsão de Obras 
3.117.105.938,00 
1.865.187.298,13 
-3,60% 
Total 
  35.066.250.048,87               41.926.458.424,44  
19,60% 
        (*) Ciclo praticado conforme REH nº 2.959/2021. 
 
23. 
As Tabelas 4 a 7 sintetizam os valores da RAP, por tipo de receita, para o Ciclo Tarifário 
2022-2023, a preços de junho de 2022. 
Tabela 4. RAP da Rede Básica (R$) 
Ref.: Jun-2022 
  
RBSE [1] 
RBNI [2] 
Acesso à 
RB [3] 
RBL [4] 
RMEL [5] 
TOTAL 
Rede 
Básica 
9.794.570.95
4,09 
1.949.906.8
79,81 
8.152.568,
64 
20.807.113.3
05,87 
153.478.76
5,87 
32.713.222.4
74,28 
RB de 
Fronteira 
1.609.502.20
3,55 
903.370.019
,41 
0,00 799.947.451,
15 
71.802.165
,89 
3.384.621.84
0,00 
TOTAL 
11.404.073.1
57,64 
2.853.276.8
99,22 
8.152.568,
64 
21.607.060.7
57,02 
225.280.93
1,76 
36.097.844.3
14,28 
[1] Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que 
consta no contrato de concessão sob esta denominação. [2] Receitas de novas instalações 
autorizadas. [3] Receitas de conexões à Rede Básica. [4] Receitas das instalações licitadas. [5] 
Receitas das melhorias.
  Itens    Ciclo 2021-2022*      Ciclo 2022-2023      Efeito %  
  Econômico    29.505.833.499,25      36.380.448.452,97      19,60%  
  Financeiro    2.443.310.611,62      3.680.822.673,34      3,50%  
  Previsão de Obras    3.117.105.938,00      1.865.187.298,13      -3,60%  
  Total    35.066.250.048,87      41.926.458.424,44      19,60%  
Ref.: Jun-2022                                  
  RBSE [1]    RBNI [2]        Acesso à    RBL [4]      RMEL [5]      TOTAL    
                                  
              RB [3]                    
                                  
  9.794.570.95
4,09    1.949.906.8
79,81      8.152.568,
64      20.807.113.3
05,87      153.478.76
5,87        32.713.222.4  
                                74,28  
  1.609.502.20
3,55    903.370.019
,41      0,00      799.947.451,
15      71.802.165
,89        3.384.621.84  
                                0,00  
    11.404.073.1    2.853.276.8      8.152.568,      21.607.060.7      225.280.93      36.097.844.3  
TOTAL                                  
    57,64    99,22      64      57,02      1,76      14,28  
                                  

8 de 21 
 
 
Tabela 5. Receita Anual Permitida das Demais Instalações de Transmissão (R$) 
Ref.: Jun-2022 
  
RPC [1] 
RCDM [2] 
RPEC [3] 
RMEL [4] 
TOTAL 
DIT 
compartilhada 
519.281.312,1
0 
199.690.624,
10 
20.493.551,8
5 
6.633.127,6
1 746.098.615,66 
DIT de uso 
exclusivo 
2.292.707.113,
40 
399.780.921,
34 
185.102.122,
18 
30.235.993,
60 
2.907.826.150,
52 
TOTAL 
2.811.988.425,
50 
599.471.545,
44 
205.595.674,
03 
36.869.121,
21 
3.653.924.766,
18 
[1] Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que 
consta no contrato de concessão sob esta denominação. [2] Receitas de novas instalações 
autorizadas.[3] Receitas das instalações licitadas. [4] Receitas das melhorias. 
 
Tabela 6. RAP das instalações de interesse exclusivo de centrais de geração (R$) 
Ref.: Jun-2022 
RICG [1] 
RICGNI [2] 
RIEG [3] 
TOTAL 
91.928.100,12 
31.069.243,11 
30.633.812,13 
153.631.155,36 
 [1] Receita relativa às ICG licitadas. [2] Receitas de novas ICG autorizadas. [3] Receita relativa às 
IEG licitadas. 
 
 
Tabela 7. RAP das interligações internacionais (R$) 
Ref.: Jun-2022 
REQ [1] 
REQNI [2] 
RMEL [3] 
TOTAL 
380.950.337,75 
14.763.835,60 
163.582,89 
395.877.756,24 
 [1] Receita relativa às interligações internacionais equiparadas. [2] Receitas de novas instalações 
de interligações internacionais autorizadas. [3] Receitas das melhorias 
 
II.2 TUST 
II.2.1 Regra geral 
24. 
O procedimento de cálculo da TUST segue o estabelecido no Submódulo 9.4 do 
Proret, a partir da metodologia Nodal, considerando o cenário regional como caso base de fluxo de 
potência, com as tarifas publicadas por ponto de conexão, para a carga e a geração.
Ref.: Jun-2022                          
    RPC [1]      RCDM [2]  RPEC [3]      RMEL [4]      TOTAL  
  519.281.312,1
0      199.690.624,
10    20.493.551,8
5    6.633.127,6
1      746.098.615,66    
  2.292.707.113,
40      399.780.921,
34    185.102.122,
18    30.235.993,
60        2.907.826.150,  
                        52  
    2.811.988.425,      599.471.545,
44  205.595.674,
03      36.869.121,      3.653.924.766,  
TOTAL                          
    50              21      18  
                          
RICG [1]      RICGNI [2]      RIEG [3]    TOTAL  
91.928.100,12    31.069.243,11      30.633.812,13      153.631.155,36  
REQ [1]      REQNI [2]  RMEL [3]    TOTAL  
380.950.337,75    14.763.835,60    163.582,89    395.877.756,24  

9 de 21 
 
25. 
O Submódulo 9.4 do Proret, aprovado recentemente pela REN nº 1.024/2022, após 
duas fases de consulta pública, que também tive a oportunidade de ser o Relator, determina que 
todas as TUST estabilizadas para o segmento geração, homologadas nos termos das REN nº 
267/2007 e 559/2013, devem ser aplicadas até o término da estabilização. Assim, essas tarifas foram 
atualizadas pelo Índice de Atualização da Transmissão (IAT), conforme a Tabela 1: 
Tabela 8. Composição do IAT para o ciclo sob cálculo. 
Índices 
Índice acumulado 
Proporção de RAP de Rede 
Básica em operação 
jun/2021 a jun/2022 
2022-2023 
IGP-M 
10,72% 
13,91% 
IPCA 
11,73% 
86,09% 
IAT 
11,59% 
 
26. 
Ao fim do prazo de estabilização, as tarifas das centrais de geração10 passam a ser 
controladas por ponto de conexão, mediante envoltória tarifária, aplicando-se os procedimentos 
transitórios. Para o segmento consumo, a TUST deve ser definida a cada ciclo tarifário, nos postos 
tarifários de ponta e fora de ponta, com o montante a ser arrecadado rateado de forma 
proporcional ao total de Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST) contratado em cada 
horário. 
27. 
Ressalta-se que, para o processo da TUST e TUSTg, apresentado mais adiante neste 
voto, a SGT instaurou, de 9 a 20 de maio 2022, a Tomada de Subsídios nº 007/2022 para obter 
subsídios relativos à base de dados preliminar para o cálculo do ciclo tarifário 2022-2023. 
II.2.2 Tarifa de Transporte de Itaipu 
28. 
A Tarifa de Transporte de Itaipu foi calculada a partir do Encargo de Conexão devido 
à Furnas e das PAs referentes à previsão da Demanda Anual de potência do ciclo 2021/2022 e às 
variações da RAP oriundas de revisão ou outros ajustes, conforme detalhado na Tabela 2. A tarifa 
 
10 Exceto as centrais em regime integral de cotas de garantia física.
Índices  Índice acumulado        Proporção de RAP de Rede  
          Básica em operação  
    jun/2021 a jun/2022      2022-2023  
IGP-M  10,72%      13,91%    
IPCA  11,73%      86,09%    
IAT  11,59%          

10 de 21 
 
de R$ 11.738,71/MW deverá ser paga diretamente à Furnas pelos contratantes da energia da Itaipu, 
proporcionalmente às suas cotas-parte. 
Tabela 9. Parâmetros de cálculo da Tarifa de Transporte de Itaipu. 
Parâmetros de cálculo 
2021-2022 
2022-2023 
Variação 
Encargo de Conexão (R$) 
1.207.486.153,57 1.477.827.301,21 
22,4% 
PA RAP (R$) 
23.235.409,97 
-12.298.932,19 -152,9% 
PA DEMANDA ANUAL (R$) 
21.228.963,29 
-11.102.410,14 -152,3% 
Encargo a ser arrecadado (R$) 
1.251.950.526,83 1.454.425.958,88 
16,2% 
Demanda anual (MW) 
126.000,00 
123.900,00 
-1,7% 
Tarifa de Transporte Itaipu (R$/MW) 
9.936,12 
11.738,71 
18,1% 
 
II.2.3 Tarifas de Importação/Exportação e de Interligações internacionais 
29. 
A TUSTIMP/EXP e TUII, apresentadas nas Tabelas 10 e 11, atendem à REN nº 666/2015, 
que regula a contratação e forma da cobrança do uso do sistema de transmissão por esses agentes. 
A elevação significativa das tarifas decorre do aumento do fator “f”, utilizado na conversão das 
tarifas por demanda (R$/MW) para tarifas por consumo (R$/MWh) e calculado pela relação entre a 
potência instalada e a garantia física do parque gerador em operação, em 54%, e da atualização 
monetária incorrida no período (IAT de 11,59%). 
30. 
A SGT explicou que a entrada em operação de usinas de fontes renováveis contribuiu 
para a elevação do fator “f”, pois apresentam elevada potência e baixa garantia física, em 
comparação com o parque gerador brasileiro. 
Tabela 10. Tarifas de Importação/Exportação (TUSTIMP/EXP) 
AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE 
EXPORTAÇÃO 
TUST imp/exp  
2021-2022 
TUST imp/exp  
2022-2023 
Variação 
R$/MWh 
R$/MWh 
% 
INT. CONV.GARABI I(S.ANGELO) 
10,796 
18,491 
71,3% 
INT. CONV.GARABI II(ITA) 
10,796 
18,491 
71,3% 
INT. 
CONV.RIVERA(LIVRAMENTO) 
10,973 
18,313 
66,9% 
INT. CONV.URUGUAIANA 
10,466 
17,844 
70,5%
Parâmetros de cálculo      2021-2022      2022-2023      Variação  
  Encargo de Conexão (R$)      1.207.486.153,57      1.477.827.301,21    22,4%  
  PA (R$)
RAP      23.235.409,97      -12.298.932,19    -152,9%  
  PA (R$)
DEMANDA ANUAL      21.228.963,29      -11.102.410,14    -152,3%  
  Encargo a ser arrecadado (R$)      1.251.950.526,83      1.454.425.958,88    16,2%  
  Demanda anual (MW)      126.000,00      123.900,00    -1,7%  
  Tarifa de Transporte Itaipu (R$/MW)      9.936,12      11.738,71    18,1%  
AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE
EXPORTAÇÃO    TUST imp/exp      TUST imp/exp  Variação    
    2021-2022      2022-2023      
    R$/MWh      R$/MWh    %  
INT. CONV.GARABI I(S.ANGELO)  10,796      18,491    71,3%    
INT. CONV.GARABI II(ITA)  10,796      18,491    71,3%    
INT.
CONV.RIVERA(LIVRAMENTO)  10,973      18,313    66,9%    
INT. CONV.URUGUAIANA  10,466      17,844    70,5%    
AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE
EXPORTAÇÃO

11 de 21 
 
INT. CONV.MELO(PRES. MÉDICI) 
11,022 
18,689 
69,6% 
 
Tabela 11. Tarifas de Interligações Internacionais (TUII). 
INTERLIGAÇÃO 
INTERNACIONAL* 
TUII 2021-2022 
(R$/MWh) 
TUII 2022-2023 
(R$/MWh) 
Variação 
(%) 
 Garabi I (S.ANGELO) 
21,073 
36,310 
72,3% 
 Garabi II (ITÁ) 
25,412 
43,786 
72,3% 
 
II.2.4 Tarifas para a contratação em caráter temporário (TUSTTEMP) 
31. 
A contratação do uso do sistema de transmissão em caráter temporário é 
caracterizada pelo uso de capacidade remanescente do sistema de transmissão por tempo 
determinado, para escoamento da energia elétrica produzida por central geradora, após declaração 
do ONS da importância sistêmica da sua permanência no SIN, e enquanto inexistirem contratos de 
venda de energia elétrica em execução junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 
(CCEE). A TUST associada à contratação em caráter temporário está disposta na Tabela 12 e sua 
variação significativa em relação ao ciclo anterior também é explicado pelo fator “f” e pela inflação 
do período. 
 
 
Tabela 12. Tarifas para a contratação em caráter temporário (TUSTTEMP) 
GERADOR  
TUST temp  
2021-2022 
TUST temp  
2022-2023  
Variação 
 (R$/MWh) 
(R$/MWh) 
% 
UTE Uruguaiana 
14,547 
25,034 
72,1% 
UTE Termonorte I 
21,246 
36,562 
72,1% 
UTE Termonorte II 
14,202 
24,440 
72,1% 
 * aplicáveis em horário único, sem distinção entre ponta e fora de ponta. 
 
II.2.5 Base de dados de cálculo da TUST
INT. CONV.MELO(PRES. MÉDICI)  11,022  18,689  69,6%
  INTERLIGAÇÃO      TUII 2021-2022    TUII 2022-2023      Variação  
  INTERNACIONAL*      (R$/MWh)    (R$/MWh)      (%)  
Garabi I (S.ANGELO)      21,073      36,310    72,3%    
Garabi II (ITÁ)      25,412      43,786    72,3%    
GERADOR    TUST temp      TUST temp    Variação    
    2021-2022      2022-2023        
    (R$/MWh)      (R$/MWh)      %  
UTE Uruguaiana  14,547      25,034      72,1%    
UTE Termonorte I  21,246      36,562      72,1%    
UTE Termonorte II  14,202      24,440      72,1%    

12 de 21 
 
32. 
O item 7 do Submódulo 9.4 do Proret estabelece os requisitos para montagem da 
base de dados de cálculo da TUST, precedida de Tomada de Subsídios para escrutínio público, no 
intuito de promover a assertividade do resultado. A SGT avaliou a base de dados do ciclo 2022/2023 
e julgou que está em condições de ser aprovada e homologada pela ANEEL. 
II.2.6 Casos específicos avaliados 
33. 
Em 10 de abril de 2017, decisão liminar judicial deferiu, em favor da ABRACE, 
ABIVIDRO e ABRAFE, pedido de tutela provisória de urgência para determinar que a “ANEEL exclua 
a parcela dita de “remuneração” da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST, calculada 
sobre os bens reversíveis, ainda não amortizados e nem depreciados [...]”. 
34. 
A decisão da ANEEL, acatando a determinação judicial, vigorou durante os ciclos 
2017-2018, 2018-2019 e 2019-2020, até a cassação da liminar, o que ensejou a reinclusão do custo 
do capital próprio no processo de Revisão Periódica, exceto para o consumidor livre GV do Brasil 
Indústria e Comércio de Aço Ltda., cuja TUST é calculada sem os efeitos descritos, pois a decisão 
liminar deferida continua vigorando. 
35. 
No contexto do componente financeiro da RBSE homologado pela ANEEL, o 
Consórcio CESTE (UHE Estreito) solicitou reconsideração do valor da TUST do ciclo 2021/2022, 
recurso não acatado pela Diretoria Colegiada da ANEEL.  
36. 
Com argumentação análoga, a Elera Renováveis11 e a ESBR12 também solicitaram a 
alteração das suas tarifas, em requerimentos que, julgo, não merecem ser acatados, com 
fundamento na decisão do caso da CESTE. 
37. 
A CPFL Renováveis13, em 26 de abril de 2022, solicitou a regularização das TUST 
relativas ao Complexo Eólico Campo dos Ventos II, alegando desacordo com a Resolução 
Homologatória nº 1.031/2010, referente ao Leilão nº 005/2010, da qual foi vencedora. 
 
11 Sicnet nº 48513.013483/2022-00. 
12 Sicnet nº 48513.013058/2021-00. 
13 Sicnet nº 48513.011870/2022-00.

13 de 21 
 
38. 
A SGT confirmou a existência do erro e calculou o passivo financeiro retroativo a 5 
anos14 (ciclos de 2017-2018 e 2021-2022), totalizando R$ 2.426.491,71, a preço de junho de 2022, 
contabilizados nas apurações mensais do ciclo 2022/2023, como débito da central de geração. 
39. 
Consoante a REN nº 1.021, de 24 de maio de 2022, as centrais geradoras com TUST 
regida pela Resolução Normativa nº 267/2007, afetadas negativamente pela regra da transição 
contida na REN nº 559/13, devem ser creditadas, no ciclo tarifário 2022/2023, no montante 
correspondente à diferença decorrente da metodologia aplicada, em valor atualizado pelo IAT, 
como exposto na Tabela 13. Esse dispositivo foi mantido nos procedimentos transitórios descritos 
no item 86 do Submódulo 9.4 do Proret. 
Tabela 13. Passivo financeiro decorrente do item 86 do Submódulo 9.4 do Proret. 
Central Geradora 
CEG NÚCLEO  
CRÉDITO 
 
R$ (Ref. jun/22) 
UTE PORTO PECEM I 
029720-8 
25.656.504,98 
UTE SUAPE II 
029719-4 
5.839.333,65 
UHE ESTREITO 
028863-2 
20.610.596,05 
UTE GERAMAR I 
029705-4 
6.994.337,42 
 
40. 
Por meio de Agravo de Instrumento deferido à SAESA, foram recalculadas as TUST 
estabilizadas das Usinas Hidrelétricas (UHEs) Santo Antônio e Santo Antônio Ampliação, 
desconsiderando a adoção da regra de transição. Porém, em decorrência da análise dos recursos 
contra a REH nº 2.896/2021, que homologou as TUST do ciclo 2021/2022, as tarifas dessas usinas 
foram alteradas. 
41. 
Com a consolidação estabelecida pela REN nº 1.021/2022, é necessário proceder o 
ajuste financeiro decorrente da diferença entre as tarifas original e alterada, totalizando R$ 
14.911.623,29 para a UHE Santo Antônio e R$ 3.049.906,82, para a UHE Santo Antônio Ampliação, 
a preço de junho de 2022, a serem inclusos como débito nas apurações mensais do ciclo 2022/2023 
 
14 As regularizações de situações pretéritas devem ser baseadas nos arts. 53 e 54 da Lei nº 9.784/1999, em que os 
eventuais efeitos retroativos devem operar no período máximo de 5 anos, por preclusão administrativa.
Central Geradora  CEG NÚCLEO  CRÉDITO    
      R$ (Ref. jun/22)  
UTE PORTO PECEM I  029720-8  25.656.504,98    
UTE SUAPE II  029719-4  5.839.333,65    
UHE ESTREITO  028863-2  20.610.596,05    
UTE GERAMAR I  029705-4  6.994.337,42    

14 de 21 
 
pelo ONS. 
II.2.7 RAP a ser arrecadada por TUST-RB 
42. 
Para o cálculo da TUST-RB é necessário estabelecer o valor da receita de Rede Básica 
para o ciclo sob cálculo. A Tabela 14 apresenta a previsão de total de arrecadação a ser utilizada no 
estabelecimento da TUST-RB, comparada com o ciclo 2021-2022. 
Tabela 14. Previsão de total de arrecadação a ser utilizada no estabelecimento da TUST-RB. 
Parâmetros 
Ciclo 2021-2022 [A] 
Ciclo 2022-2023 
[B] 
Variação % 
[C=B/A-1] 
Previsão de RAP a ser utilizada no 
estabelecimento das tarifas nodais de 
uso do sistema de transmissão - 
TUST-RB 
27.660.751.560,97 34.036.637.270,95 
23,1% 
Orçamento do ONS atualizado: 
672.557.720,73 
803.440.407,30 
19,5% 
Passivos 
0,00 
38.712.750,30 
- 
Previsão de total de arrecadação a 
ser utilizada no estabelecimento das 
Tarifas de Uso do Sistema de 
Transmissão de Rede Básica – TUST-
RB 
28.333.309.281,69 34.878.790.428,55 
23,1% 
 
43. 
Os fatores que mais contribuíram para a elevação de 23,1% no valor foram: 
a) Novas instalações: instalações que entraram em operação comercial no decorrer do 
ciclo anterior considerando a RAP pro rata tempore e que para o ciclo sob cálculo entrarão com 
a RAP integral (16,8%).  
b) Revisão Periódica da RAP – RPR de 2018 (retroativa): resultado da Revisão Periódica 
da RAP de 2018 das transmissoras prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, 
considerando o reperfilamento do componente financeiro da “RBSE/RPC”, que representa 
cerca de 5,7% de aumento para a Rede Básica. 
44. 
A Figura 1 apresenta o rateio da RAP arrecadada por meio de TUST-RB do ciclo
Parâmetros      Ciclo 2021-2022 [A]    Ciclo 2022-2023      Variação %  
          [B]      [C=B/A-1]  
  Previsão de RAP a ser utilizada no    27.660.751.560,97  34.036.637.270,95      23,1%    
  estabelecimento das tarifas nodais de                
  uso do sistema de transmissão -                
  TUST-RB                
Orçamento do ONS atualizado:      672.557.720,73  803.440.407,30      19,5%    
Passivos      0,00  38.712.750,30      -    
  Previsão de total de arrecadação a    28.333.309.281,69  34.878.790.428,55      23,1%    
  ser utilizada no estabelecimento das                
  Tarifas de Uso do Sistema de                
  Transmissão de Rede Básica – TUST-                
  RB                

15 de 21 
 
2013/2014 até o 2022/2023. Observa-se que no ciclo sob análise, o valor a ser dividido entre os a 
Carga e a Geração é próximo do critério de partida do rateio de 50% para cada segmento. 
 
Figura 1. Rateio da RAP arrecadada via TUST-RB entre segmento consumo e geração. 
 
45. 
A Figura 2 apresenta a evolução da TUST-RB média dos segmentos consumo e 
geração. Nota-se, que as tarifas de geração apresentam pouca volatilidade, em função das regras 
de estabilização que vigoravam até então. Em contrapartida, as tarifas de carga flutuam para 
absorver os reflexos desta estabilização, já que a Rede Básica tem apenas dois pagantes, a carga e 
a geração. Para este ciclo, a TUST-RB média do segmento consumo aumentou 11,67% e do 
segmento geração reduziu 6,13%. 
69,66%
57,24%
67,26%
70,97%
49,91%
54,34%
53,84%
46,85%
52,58%
49,08%
30,34%
42,76%
32,74%
29,03%
50,09%
45,66%
46,16%
53,15%
47,42%
50,92%
R$34,88
R$0,00
R$5,00
R$10,00
R$15,00
R$20,00
R$25,00
R$30,00
R$35,00
R$40,00
0,00%
20,00%
40,00%
60,00%
80,00%
100,00%
120,00%
Bilhões
Geração
Carga
RAP
0,34  %    3  2,74  % 2  9,03  %                      
  4  2,76  %        5  0,09  4
%  5,66  % 4  6,16  %
5  3,15  4
%  7,42  % 5  0,92
                                    
                                    
                                    
                                    
                                    
                                    
                                    
9,66  %
5  7,24  6
%  7,26  % 7  0,97  %
4  9,91  5
%  4,34  % 5  3,84  %
4  6,85  5
%  2,58  % 4  9,08
                                    

16 de 21 
 
 
Figura 2. Evolução da TUST-RB média (R$/kW). 
 
46. 
A Figura 3 compara o resultado tarifário da transmissão no ciclo 2022/2023 (R$ 42,6 
bilhões) em relação ao anterior (R$ 34,5 bilhões), incluindo todos os componentes (Rede Básica, 
DIT, Fronteira, interligação internacional, ICG e IEG), segregados em aspectos econômicos, 
financeiros, orçamento do ONS e previsão de obras. O incremento total observado (23,5%) foi 
decorrente do efeito inflacionário do reajuste dos contratos (R$ 4,0 bilhões), da entrada de novas 
instalações (R$3,1 bilhões) e do efeito financeiro (R$1,0 bilhão).  
 
Figura 3. Resultado tarifário total da transmissão. 
 
4,48
6,87
4,90
4,41
12,13
10,07
10,63
15,32
11,97
13,37
9,42
8,18
9,05
9,00
9,47
9,30
9,60
10,23
9,72
9,13
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2013-2014 2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 2019-2020 2020-2021 2021-2022 2022-2023
Consumo
Geração
29,5
36,4
2,4
3,7
1,8
1,7
0,7
0,8
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
Ciclo 2021-2022
Ciclo 2022-2023
BILHÕES
Econômico
Financeiro
Previsão de Obras
ONS
              15,32    
                  13,37
        12,13    10,63    11,97  
9,42    9,05  9,00  9,47  10,07
9,30  9,60      9,13
  8,18
6,87            10,23  9,72  
4,48    4,90  4,41            
                  
                  
                  
    1,7
    3,7
    
1,8    
2,4    
    
    
    36,4
29,5    
    
    

17 de 21 
 
47. 
Nota-se que o efeito da entrada de novas concessões e do reajuste dos contratos das 
transmissoras, agregados na parcela econômica, são os fatores preponderantes para o resultado de 
23,5% de impacto, como exposto na Figura 4. Por sua vez, o efeito financeiro é composto pelas 
Parcelas de Ajuste (PA) e pelo componente financeiro da Portaria MME nº 120/2016. 
 
Figura 4. Efeito tarifário das componentes. 
 
48. 
Ressalta-se que a partir dos valores provenientes do cálculo das tarifas de 
transmissão, o efeito médio estimado para os consumidores finais na distribuição é de 3,04%. 
II.3 TUSTg 
49. 
A TUSDg é estabelecida para centrais geradoras conectadas em níveis de tensão de        
88 kV a 138 kV, subgrupo A2, integradas ao SIN e os critérios para a definição de Rede Unificada 
(RU) estão estabelecidos no Submódulo 7.2 do Proret e, no atual ciclo, constam da base de dados 
42 RUs. 
50. 
Na representação dos agentes de geração foi considerada todas as centrais em 
operação no momento de definição da base de dados em junho de 2022. Além das centrais 
geradoras em operação, são representadas as centrais geradoras que celebraram Contrato de Uso 
dos Sistemas de Distribuição (CUSD) com previsão contratual de entrada em operação até 30 de 
junho de 2023. 
19,9%
3,6%
-0,4%
0,4%
23,5%
Econômico
Financeiro
Previsão de Obras
ONS
Total

18 de 21 
 
51. 
Ademais, independente da celebração ou não do CUSD, também são representadas 
as centrais geradoras que se sagraram vencedoras de leilão de energia nova, e têm previsão de 
entrega do produto ao decorrer do horizonte do ciclo. A Tabela 15 resume os critérios de 
representação das centrais geradoras na base de dados da TUSDg. 
Tabela 15. Critérios de representação de centrais geradoras. 
 
Em operação 
Prevista* 
Leilão 
Com CUSD Representada 
Representada 
Representada 
Sem CUSD Representada Não Representada Representada 
Fonte: Nota Técnica no 116/2022-SGT/ANEEL. 
* Com data para início em operação no CUSD ocorrendo até 30 de junho de 2023. 
 
52. 
Considerando o tempo de maturidade para a implantação de uma central geradora, 
entende-se razoável a previsibilidade de entrada em operação da central geradora, que se 
fundamenta na assinatura dos contratos. Neles deve ser estabelecida a data de entrada em 
operação e o montante de uso a ser contratado. 
53. 
Conforme indicado na Nota Técnica da SGT, o critério utilizado para a representação 
do Montante de Uso do Sistema de Distribuição (MUSD) das centrais geradoras foi estabelecido a 
partir do valor contratado para junho de 2023. Para as centrais geradoras vencedoras de leilão e 
sem CUSD celebrado, o valor de potência que consta do cadastro do empreendimento no respeito 
leilão que se sagrou vencedor. 
54. 
Para o Ciclo 2022-2023 estão representadas na base de dados 538 centrais geradoras, 
sendo 45 centrais geradoras adicionadas a base em relação ao ciclo passado. A SGT calculou a nova 
TUSDg de referência para o Ciclo 2022-2023 considerando as centrais geradoras que atendam a pelo 
menos um dos seguintes critérios: 
a) central geradora está em operação, mas sem tarifa de referência nominal; 
b) central geradora com data de entrada em operação, conforme o CUSD, entre 1º 
de julho de 2022 e 30 de junho de 2023;
        Em operação      Prevista*      Leilão  
  Com CUSD    Representada      Representada      Representada    
  Sem CUSD    Representada      Não Representada      Representada    

19 de 21 
 
c) central geradora conectada em distribuidora que terá revisão tarifária entre 1º de 
julho de 2022 e 30 de junho de 2023; ou 
d) central geradora que teve o MUSD contratado alterado em relação à base do ciclo 
2021-2022. 
55. 
A Tabela 16 apresenta o quantitativo de centrais geradoras por critério de 
classificação. Para o ciclo 2022/2023 são definidas tarifas de referência para 238 centrais geradoras.  
Tabela 16. Critérios de representação de centrais geradoras. 
Classificação 
Nº de centrais 
geradoras 
Tarifa calculada 
neste processo 
Existentes 
202 
Não 
Existentes Leilão 
93 
Não 
Novas Leilão* 
5 
Não 
Novas 
40 
Sim 
Com revisão tarifária 
192 
Sim 
Com Alteração de MUSD 
6 
Sim 
TOTAL 
538 
238 
Fonte: Nota Técnica no 116/2022-SGT/ANEEL. 
* As tarifas de referência dessas centrais geradoras foram definidas na REH que homologou o 
edital do leilão. 
 
56. 
Nos termos do parágrafo 10 do Submódulo 7.4 do Proret, a receita de referência de 
cada RU deve se resumir à soma das receitas apuradas para cada parcela de rede de propriedade 
de distribuidoras e de transmissoras. Para as Demais Instalações de Transmissão (DIT) e os 
transformadores da Rede Básica com tensão secundária de 88 kV ou 138 kV (transformadores de 
fronteira), a receita de referência foi estabelecida segundo os critérios de composição da parcela da 
RAP dessas instalações. Os valores das receitas de referência das distribuidoras são baseados nos 
custos padronizados dos ativos modelados na base de cálculo, sendo atualizados com base nos 
valores do Banco de Preços de Referência da ANEEL15  
57. 
As novas TUSDg calculadas são consideradas de referência e servirão de base para o 
cálculo das TUSDg de aplicação dos processos de revisão ou de reajuste tarifário das distribuidoras 
 
15 Aprovados pela Resolução Homologatória nº 2.514 de 19 de fevereiro de 2019.
Classificação    Nº de centrais      Tarifa calculada  
    geradoras      neste processo  
Existentes  202      Não    
Existentes Leilão  93      Não    
Novas Leilão*  5      Não    
Novas  40      Sim    
Com revisão tarifária  192      Sim    
Com Alteração de MUSD  6      Sim    
TOTAL  538      238    

20 de 21 
 
acessadas pelas centrais geradoras, nos termos do Submódulo 7.4 do Proret. 
58. 
Consoante a regulação vigente, o sinal locacional é recalculado a cada revisão 
tarifária, trazendo estabilidade durante o ciclo tarifário de cada distribuidora (4 a 5 anos), período 
em que a tarifa sofrerá reajustes baseados na variação do IGP-M e do Fator X da distribuidora. 
59. 
Dessa maneira, no recálculo das tarifas de referência, a variação percebida pela 
central geradora poderá ser negativa ou positiva, de acordo com a variação do sinal locacional que 
recebe influência: (i) da configuração da RU; (ii) da entrada de novos ativos; (iii) da variação da 
receita de referência da RU; (iv) da alteração da carga conforme o MUST contratado pela 
distribuidora; e (v) pela entrada de novas centrais geradoras. 
60. 
Deve-se ainda considerar a possibilidade de entrada em operação de novas centrais 
geradoras, que não constam na base de dados utilizada no ciclo 2022-2023. Para tais usinas, até que 
se tenha a tarifa locacional específica da central geradora, adotar-se-á, inicialmente uma tarifa por 
distribuidora, a qual será apurada com base na média aritmética das TUSDg das centrais geradoras 
conectadas à distribuidora, consideradas todas como novas, ou seja, sem o mecanismo de 
estabilização que alcança as centrais geradoras existentes ou vencedoras de leilão. 
61. 
Esta tarifa média também deverá ser adotada no faturamento do encargo de uso dos 
sistemas de distribuição dos acessos em caráter temporário em níveis de tensão de 88 kV ou 138 
kV, conforme critérios estabelecidos na REN nº 1.000/2022. 
62. 
Alguns casos específicos. Nos processos de reajuste tarifário da Energisa Tocantins 
Distribuidora de Energia S.A (ETO), ENEL SP e Energisa Sul-Sudeste (ESS), deve-se incluir a tarifa para 
as novas centrais geradoras não listadas nominalmente. No processo da ETO deve-se incluir a tarifa 
para uma nova central geradora, UTE Itafos. Tais alterações não tem impacto nos valores aprovados 
para esses processos. No caso da ESS, deve-se substituir a tarifa da UTE Quatá. No processo tarifário 
foi considerada tarifa de referência provisória para essa central geradora. A atualização proposta 
resultará em ajuste financeiro a ser tratado no próximo processo tarifário dessa empresa.

21 de 21 
 
III – DIREITO 
63. 
Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos legais e normativos: Lei nº 
8.987, de 13 de fevereiro de 1995; Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; Lei nº 9.427, de 26 de 
dezembro de 1996; Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998; Lei nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999; Lei 
nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998; Portaria MME nº 120, 
de 20 de abril de 2016; Resolução ANEEL nº 281, de 1º de outubro de 1999; Resoluções Normativas 
nº 67 e 68, ambas de 8 de junho de 2004; Resolução Normativa nº 320, de 11 de junho de 2008; 
Resolução Normativa nº 666, de 23 de junho de 2015; Resolução Normativa nº 722, de 31 de maio 
de 2016; Resolução Normativa nº 905 e 906, ambas de 8 de dezembro de 2020; Resolução 
Normativa nº 918, de 23 de fevereiro de 2021; Resolução Normativa nº 1.017, de 19 de abril de 
2022 e Submódulos 7.4, 9.1, 9.3, 9.4, 9.7, 10.4 e 10.5 dos Procedimentos de Revisão Tarifária 
(Proret). 
 
IV – DISPOSITIVO 
64. 
Diante do exposto, e o que consta dos processos nº 48500.000395/2022-50, 
48500.000394/2022-13 e 48500.000424/2022-83, voto por aprovar a emissão das Resoluções 
Homologatórias anexas que: 
a) estabelecem os valores de referência das Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Distribuição (TUSDg), aplicáveis às centrais geradoras conectadas nos níveis de tensão de 88 kV 
a 138 kV, subgrupo A2, pertencentes ao Sistema Interligado Nacional (SIN), relativas ao ciclo 
tarifário compreendido entre 1º de julho de 2022 e 30 de junho de 2023;  
b) substituem nos processos tarifários da Energisa Tocantins Distribuidora de Energia 
(ETO), ENEL SP e Energisa Sul-Sudeste (ESS), os valores das TUSDg para as centrais geradoras 
que tiveram novas tarifas de referência homologadas para o ciclo 2022-2023;

22 de 21 
 
c) indeferem os pleitos da Elera Renováveis e da Energia Sustentável do Brasil, que 
solicitaram desconsiderar o componente financeiro oriundo da Portaria MME nº 120/2016 no 
cálculo das TUST-RB; 
d) deferem o pleito da CPFL Renováveis de regularização das TUST do Complexo 
Eólico Campo dos Ventos II, nos termos da Resolução Homologatória nº 1.031/2010; 
e) retifica a lista de módulos constante no Despacho nº 1.425/2022, de modo a 
contemplar os ajustes de receita já processados por ocasião da REH nº 2.959/2021 e 
relacionados com o fim da equiparação da Conversora de Uruguaiana, para fins de adequação 
do registro; 
f) aprova a base de dados de cálculo da TUST do ciclo 2022/2023; 
g) estabelecem as tarifas e os encargos de transmissão de energia elétrica, conforme 
Anexos I, II, III, III-A, IV, V, V-A, VI e VIII da Nota Técnica nº 104/2022-SGT/ANEEL, de 7 de julho 
de 2022, e a Tarifa de Transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional; e 
h) estabelecem as Receitas Anuais Permitidas (RAP) associadas às instalações de 
transmissão sob responsabilidade das concessionárias de serviço público de transmissão de 
energia elétrica, com vigência a partir de 1º de julho de 2022. 
Brasília, 12 de julho de 2022. 
(assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor