1 de 12 
 
 
 
VOTO  
PROCESSO: 48500.000490/2021-72 
INTERESSADOS: Usuários do sistema de transmissão e Operador Nacional do Sistema Elétrico  
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) 
ASSUNTO: Pedidos de Reconsideração interposto por Consórcio Estreito Energia, Furnas Centrais 
Elétricas S.A., Santo Antônio Energia S.A. e as SPEs Futura 1, 2, 3, 4, 5 e 6 Geração e Comercialização 
de Energia Solar S.A., em face da Resolução Homologatória nº 2.896/2021, que estabeleceu as 
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022 e deus outas providências. 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
A Resolução Homologatória (REH) nº 2.896, de 13 de julho de 2021, fixou os valores 
das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST), dos Encargos de Uso do Sistema de 
Transmissão (EUST) da Rede Básica e da tarifa mensal de transporte de energia elétrica de Itaipu 
Binacional, para o período de 1º de julho de 2021 a 30 de junho de 2022, dentre outras disposições. 
2. 
Em face da REH nº 2.896/2021, protocolaram Pedido de Reconsideração1 Consórcio 
Estreito Energia (Ceste), Furnas Centrais Elétricas S.A. (Furnas), Santo Antônio Energia S.A. (Saesa) 
e as SPEs Futura 1, 2, 3, 4, 5 e 6 Geração e Comercialização de Energia Solar S.A. (SPE Futura). 
3. 
Em 2 de agosto de 2021, na 30ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, o processo foi 
distribuído à minha relatoria. 
4. 
Em 13 de setembro de 2021, por solicitação da minha Assessoria2, a 
Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) analisou3 os dados e argumentações constantes nos 
 
1 Sicnets: 48513.020230/2021-00; 48513.020343/2021-00; 48513.020329/2021-00; 48513.020320/2021-00. 
2 Memorando nº 212/2020–ASD/ANEEL, Sicnet: 48575.003713/2021-00. 
3 Nota Técnica nº 218/2021-SGT/ANEEL, Sicnet: 48581.001431/2021-00, complementada pela Nota Técnica nº 
228/2021-SGT/ANEEL, Sicnet: 48581.001509/2021-00. 
37ª Reunião Pública Ordinária 
05/10/2021

2 de 12 
 
 
 
requerimentos. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
5. 
Trata-se da análise de mérito dos Pedidos de Reconsideração protocolados4 pelas 
empresas citadas no Relatório em face da REH nº 2.896/2021. A Tabela 1 apresenta a síntese das 
alegações das empresas e o resultado da análise realizada pela SGT. 
Tabela 1. Pedidos de Reconsideração e análise da SGT. 
Agente 
Alegação e pleito 
Análise SGT 
Furnas 
Requer que a ANEEL considere os impactos do resultado da análise do pedido 
de reconsideração (REO.DR.00011.2021) interposto pela empresa em face do 
Despacho n° 1.698/2021, e avalie e retifique o valor da tarifa de transporte 
Itaipu estabelecida para o ciclo tarifário 2021/2022. 
Não deve ser 
conhecido 
Ceste 
Argumenta que a TUST da UHE Estreito publicada na REH 2.896 encontra-se 
indevidamente majorada, pois contém componentes retroativos decorrentes 
da reversão de decisões judiciais e administrativas das quais o Ceste não foi 
parte e alheias ao período prospectivo de 10 ciclos de receitas do segmento 
de transmissão. 
Não acatado 
SPE 
Futura 
Requer a redução do valor de R$ 8,290/KW da TUST do Projeto Futura 1 para 
o montante de R$ 5,722/KW, tal como aplicado para o Projeto Futura 2. 
Não acatado 
Saesa 
Requer: 
a. a retificação da TUST das 6 unidades geradoras da ampliação conectadas na 
subestação Porto Velho; 
b. o reconhecimento da aplicação integral da nova TUST, prevista no Anexo I 
da REH 2896/2021, retificada conforme alínea “a”, com o devido afastamento 
do período de transição previsto no art. 8º da REN 559/2013; e 
c. a devolução de quaisquer e eventuais valores de TUST porventura recolhidos 
a maior, seja em caso de indevida aplicação do período de transição, seja em 
caso de recolhimento do valor incorreto de TUST das unidades da ampliação. 
a. Parcialmente 
aceito; 
b. Não deve ser 
conhecido; 
c. Parcialmente 
aceito 
 
6. 
A seguir analiso individualmente o pleito de cada empresa. 
II.1 Furnas 
7. 
Furnas requer que as alterações nos valores da Receita Anula Permitida (RAP) e da 
Parcela de Ajuste (PA) do ciclo 2020-2021, constantes no Despacho nº 1.698/2021 que avaliou os 
recursos da RAP do ciclo 2020-2021, sejam refletidas no valor da tarifa mensal de transporte de 
 
4 Todos os Pedidos de Reconsideração foram protocolados tempestivamente.

3 de 12 
 
 
 
energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional para o ciclo 2020-2021. 
8. 
Registra-se que Furnas interpôs o mesmo Pedido de Reconsideração em face da REH 
nº 2.895/2021, que estabeleceu, dentre outras disposições, a RAP pela disponibilização das 
instalações sob responsabilidade de concessionárias de serviço público de transmissão de energia 
elétrica. 
9. 
Como o Pedido de Reconsideração de Furnas será julgado no outro processo 
administrativo, da REH nº 2.895/2021, pelo objeto ser mais afeto a ele, esse Pedido de 
Reconsideração não será conhecido nesse processo. 
10. 
Em que pese não conhecer o Pedido de Reconsideração de Furnas, no processo 
administrativo da REH nº 2.895/2021, julgado hoje pela Diretoria da ANEEL, foram realizadas 
algumas retificações que têm impacto no valor da tarifa de transporte Itaipu estabelecida para o 
ciclo tarifário 2021/2022. 
11. 
Nessas retificações, a receita relacionada ao transporte de Itaipu sofreu alteração 
significativa, cerca de 25% (R$ 245 milhões). Desta forma, a SGT avaliou prudente a alteração da 
tarifa de transporte de Itaipu ainda no ciclo 2021-2022 de modo a minimizar a geração de efeito 
financeiro para o ciclo subsequente. Os parâmetros dos cálculos reprocessados pela SGT estão 
dispostos na Tabela 2. 
Tabela 2. Parâmetros de cálculo da tarifa de transporte de Itaipu. 
Parâmetros de cálculo 
2021-2022 
homologado 
2021-2022 
proposto 
Variação 
Encargo de Conexão (R$) 
962.160.505,56 
1.207.486.153,57 
25,5% 
PA RAP (R$) 
23.232.362,19 
23.235.409,97 
0,0% 
PA DEMANDA ANUAL (R$) 
21.228.963,29 
21.228.963,29 
0,0% 
Encargo a ser arrecadado (R$) 
1.006.621.831,04 
1.251.950.526,83 
24,4% 
Demanda anual (MW) 
126.000,00 
126.000,00 
0,0% 
Tarifa de Transporte Itaipu (R$/MW) 
7.989,06 
9.936,12 
24,4% 
II.2 Ceste 
12. 
O Ceste requer que a Usina Hidrelétrica (UHE) Estreito não seja impactada pelos 
efeitos passados das liminares judiciais relativas à Portaria (Prt) nº 120, de 20 de abril de 2016, do

4 de 12 
 
 
 
Ministério de Minas e Energia. 
13. 
Contudo, esse pleito do Ceste já foi devidamente analisado e decidido pela ANEEL 
para os casos gerais. O voto condutor da Resolução Normativa (REN) nº 762/20175, que 
regulamentou a incorporação à base tarifária dos custos relativos à Prt 120/2016, tratou sobre esse 
tema no âmbito da Audiência Pública (AP) nº 68/2016, conforme transcrição a seguir: 
“46. Novamente, retoma-se a discussão de que a regulamentação da Portaria nº 
120/2016 não se trata de indenização dos ativos não depreciados, ou seja, ao definir pelo 
tratamento tarifário ordinário já regulamentado pela ANEEL, os referidos ativos passam a 
compor o custo do sistema de transmissão, cuja variação deve ser suportada por todos os 
usuários, sem discriminação.  
47. No entanto, entendo que os geradores que possuem tarifas estabilizadas somente 
devem perceber o impacto decorrente da Portaria nº 120/2016 a partir do momento previsto 
para o recálculo das suas TUST, conforme definido nas Resoluções Normativas nº 267/2007 
e 559/2013. Ou seja, já era condição conhecida do segmento geração que haveria recálculo 
de suas tarifas em determinado momento e isso não foi alterado pela publicação da Portaria 
120/2016. Neste contexto, cumpre destacar que o princípio da estabilização tarifária é 
sinalizar, sob certas condições e por tempo definido, a situação dos parâmetros de cálculo 
(receita, configuração da rede, parâmetros elétricos, potências contratadas, etc).” (grifos 
adicionados) 
14. 
De forma adicional, no Despacho nº 1.779, de 20 de junho de 2017, a Diretoria da 
ANEEL, de forma a atender a decisão judicial do processo nº 001055248.2017.4.01.3400/DF – 5ª 
Vara Federal (ABRACE/ABIVIDRO/ABICLOR), decidiu por excetuar o disposto no § 3º do art. 4º da 
Resolução Normativa nº 762, de 21 de fevereiro de 2017, enquanto vigorasse a decisão judicial e 
estender para todos os usuários do sistema de transmissão o mesmo tratamento tarifário impetrado 
pelas autoras da ação judicial, em razão da impossibilidade material de segregação das 
componentes tarifárias e da irreversibilidade dos efeitos provocados. 
15. 
Após a reversão da decisão judicial, em cumprimento ao constante nos Pareceres de 
Força Executória emitidos6 pela Procuradoria Federal junto a ANEEL, o parâmetro “ke” associado ao 
 
5 Posteriormente revogado pela Resolução Normativa nº 918/2021. 
6 
Sicnet: 
48516.000790/2020-00, 
48516.000796/2020-00, 
48516.000803/2020-00, 
48516.000798/2020-00, 
48516.000799/2020-00, 
48516.000804/2020-00, 
48516.000846/2020-00, 
48516.000851/2020-00,

5 de 12 
 
 
 
componente financeiro, de que trata o § 3º do art. 4º da REN nº 762/2017, foi incorporado ao 
cálculo dos processos de revisão periódica de 2018 da RAP das concessionárias de transmissão 
prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013, cuja reversão dos efeitos provocados foi 
operacionalizada a partir do ciclo 2020-2021, considerando todos os efeitos retroativos, inclusive. 
Cumpre destacar esse tema foi discutido nas Consultas Públicas nº 17 a 25/2020. 
16. 
Desta forma, concordo com a análise efetuada pela SGT de que as receitas vigentes 
devem ser consideradas indistintamente para todos os usuários conforme fundamentos da REN nº 
762/2017 e do Despacho nº 1.779/2017, uma vez que não se trata de indenizações de ativos, mas 
de retorno à base tarifária de instalações que passam a compor o custo do sistema de transmissão, 
cuja variação deve ser suportada por todos os usuários, sem discriminação. Especificamente, para 
os geradores com TUST estabilizadas, os impactos decorrentes da Prt nº 120/2016 devem ocorrer 
apenas na ocasião do recálculo tarifário, caso da UHE Estreito. 
17. 
Por todo o exposto, o Pedido de Reconsideração do Ceste não deve ser provido. 
II.3 SPE Futura 
18. 
A SPE Futura requer a redução do valor de R$ 8,290/KW da TUST do Projeto Futura 1 
para o montante de R$ 5,722/KW, tal como aplicado para o Projeto Futura 2, pois ele acessa o 
mesmo local na rede local de transmissão. Alega a empresa que essa diferenciação viola os 
princípios da equidade e isonomia. 
19. 
Entretanto, na regulação vigente, os parâmetros de cálculo da TUST (RAP, topologia 
da rede e mercado) são dinâmicos e a cada momento que se processa o cálculo da TUST é inevitável 
resultar em valores diversos. Adicionalmente, os valores de TUST são indexados à inflação, por meio 
do Índice de Atualização da Transmissão (IAT). Desta forma, essas diferenças são propagadas 
durante todo o período de validade das tarifas. 
20. 
No presente momento a ANEEL está com a Consulta Pública nº 39/2021, cujo 
 
48516.003929/2019-00, 
48516.001862/2020-00, 
48516.001525/2020-00, 
48516.001279/2020-00, 
48516.001278/2020-00, 48516.001247/2020-00, 48516.001238/2020-00 e 48516.001437/2020-00.

6 de 12 
 
 
 
processo também está sob minha relatoria, que trata de aprimoramentos metodológicos profundos 
nesse tema, inclusive para o tratamento da TUST de diferentes geradores conectados no mesmo 
ponto da rede. 
21. 
Contudo, a metodologia vigente, produz essa diversidade tarifária, mesmo que os 
usuários estejam em situação equivalente de acesso ao sistema de transmissão. 
22. 
Para os projetos da SPE Futura 2 foram calculadas tarifas em torno de R$ 5,70/kW no 
âmbito dos Leilões de Energia Nova nº 06 e 07/2021 (A-3 e A-4 de 2021). Contudo, essas tarifas só 
seriam aplicadas a esses geradores em caso de êxito nos certames, o que não ocorreu7. 
23. 
No presente momento, os geradores do Projeto Futura 2 sequer possuem TUST 
homologadas, uma vez que ainda não possuem outorgas. Diferentemente, os geradores do Projeto 
Futura 1 foram outorgados até 1º de junho de 2021, e por isso tiveram suas TUST estabelecidas no 
ciclo 2021-2022, nos termos do art. 5º da REN nº 559/20138. 
24. 
Diante do exposto, o Pedido de Reconsideração da SPE Futura não deve ser provido. 
III.4 Saesa 
25. 
A Saesa requer, no mérito: 
a) a retificação da TUST das 6 unidades geradoras da ampliação conectadas na 
subestação Porto Velho; 
b) o reconhecimento da aplicação integral da nova TUST, prevista no Anexo I da 
REH 2896/2021, retificada conforme alínea “a”, com o devido afastamento do período de 
transição previsto no art. 8º da REN 559/2013; e 
 
7 REN nº 559/2013: “Art. 4º Cada nova central de geração participante de leilão de energia nova terá, junto ao edital do 
certame, TUST estabelecida conforme o disposto no art. 3º e com validade, caso seja vencedora no certame, durante a 
vigência da sua outorga.” 
8 REN nº 559/2013: “Art. 5º Cada nova central de geração não vencedora ou não participante de leilão de energia nova 
terá, à época da outorga, TUST estabelecida conforme disposto no art. 3º e com vigência por dez ciclos tarifários.”

7 de 12 
 
 
 
c) a devolução de quaisquer e eventuais valores de TUST porventura recolhidos a 
maior, seja em caso de indevida aplicação do período de transição, seja em caso de 
recolhimento do valor incorreto de TUST das unidades da ampliação. 
 
26. 
Em relação ao item b), está em trâmite na ANEEL o processo administrativo 
48500.001028/2021-92, sob relatoria da Diretora Elisa Bastos, que trata desse mesmo pleito 
realizado pela SAESA. Desta forma, entendo que eventual afastamento do período de transição 
previsto no art. 8º da REN 559/2013 deve ser tratado naquele processo. Portanto, esse item do 
pedido não será conhecido nesse processo. 
27. 
Contudo, cabe informar que a Saesa recorreu à justiça e impetrou Agravo de 
Instrumento, que foi deferido, para aplicação das TUST previstas no Anexo da I da REH nº 
2.896/2021, para a UHE Santo Antônio e UHE Santo Antônio Ampliação correspondentes a R$ 
16,759/kW e R$ 14,662/kW, respectivamente, desconsiderando a aplicação do mecanismo de 
transição disposto no art. 8 da REN nº 559/2013 até a decisão definitiva da ANEEL sobre o 
Requerimento Administrativo nº 48513.019374/2020-00. Desta forma, em cumprimento a decisão 
judicial, esses valores de tarifa constantes na decisão judicial estão sendo aplicados à SAESA. 
28. 
Em relação ao item a), a Saesa alega que a base de dados 2025-2026 da Empresa de 
Pesquisa Energetica (EPE), referente as configurações topológicas dos circuitos para escoamento 
das UHE Santo Antônio, não é aderente a base de dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico 
(ONS). 
29. 
Entretanto, conforme mostra a SGT em sua análise, a base de dados não é diferente. 
Há somente alteração de numerações das barras utilizadas por cada instituição e/ou ligações diretas 
aos barramentos.  
30. 
Ainda nesse tema, a Saesa requer que a UHE Tabajara seja inclusa no ano de 2029 
(2028-2029) conforme Plano Decenal de Energia (PDE) 2030, referência para esse cálculo da TUST, 
e não no ciclo 2025-2026.

8 de 12 
 
 
 
31. 
Consultada, a EPE confirmou9 a procedência da alegação da Saesa. 
32. 
Desta forma, o item a) do Pedido de Reconsideração da Saesa deve ser parcialmente 
provido. 
33. 
Passo a análise do item c). Neste item, a Saesa requer a devolução de eventuais 
valores de TUST porventura recolhidos a maior, seja em caso de indevida aplicação do período de 
transição, seja em caso de recolhimento do valor incorreto de TUST das unidades da ampliação. 
34. 
Os efeitos financeiros do requerimento da Saesa retroagirão a data de competência 
de julho de 2021. Portanto, os tópicos que tiveram provimento do Pedido de Reconsideração terão 
seus cálculos reprocessados. A exceção, refere-se ao período de transição previsto no art. 8º da REN 
559/2013. Como relatado, a avaliação deste período está sendo tratado em processo específico. 
35. 
Desta forma, esse tópico do Pedido de Reconsideração deve ter provimento parcial. 
III.5 Correções de ofício 
III.5.1 TUST-Rede Básica 
36. 
Quando da análise do Requerimento da SAESA, a EPE identificou que nos arquivos de 
geradores entre os ciclos 2025-2026 a 2029-2030, sob sua responsabilidade, a ampliação da UHE 
Santo Antônio estava modelada em duplicidade. Esse fato resultou em valores de MUST 
superestimados nesse ponto de conexão, um aumento de 45,5% entre os ciclos 2024-2025 (ONS) e 
2025-2026 (EPE). 
37. 
De forma adicional, foi verificado que em torno de 24 GW de usinas estavam 
modeladas de forma errada entre os ciclos 2025-2026 e 2029-2030 (horizonte da EPE). São usinas 
que estão conectadas na distribuição ou Demais Instalações de Transmissão (DIT) e não participam 
do rateio de custos da Rede Básica.  
38. 
Outro erro identificado foi no cálculo da RAP prospectiva, utilizada para o cálculo da 
 
9 Sicnet: 48581.001426/2021-00.

9 de 12 
 
 
 
TUST dos geradores no horizonte do PDE. Neste caso, a retirada do componente financeiro da Prt 
nº 120/2016, homologado pelas REH nº 2.845 a 2.853/2021, foi equivocadamente alocada no ciclo 
2029-2030, quando o correto seria no ciclo 2028-2029, uma vez que o término de pagamento desse 
componente financeiro ocorre no ciclo 2027-2028. Dessa forma procedeu-se o ajuste, alterando a 
RAP prospectiva do ciclo 2028-2029 de R$ 41,98 bilhões para R$ 36,60 bilhões, conforme Tabela 3. 
Tabela 3. RAP prospectiva ajustada para cálculo da TUST estabilizada dos geradores. 
Ciclo 
Investimentos 
com base no 
PET/PELP - 
1º/2021 no 
Horizonte do 
PDE 2030 
Atualizaçã
o 
Monetária 
(IAT) 
REIDI 
Médio 
 (R$ x 
1000) 
Previsão 
PET-PELP 
[2] 
Previsão 
SIGET 
(RAP 
PRO-
RATA) [3] 
Previsão 
SIGET (RAP 
INTEGRAL) 
[4] 
Previsão 
RMEL 
Portaria 
nº 
120/2016 
e PA 
Revisão 
Redução 
de RAP 
devido ao 
perfil 
degrau 
RAP 
prospectiva 
Referência 
mar-21 
jun-21 
jun-21 
jun-21 
jun-21 
jun-21 
jun-21 
jun-21 
jun-21 
jun-21 
 
(R$ x 1000) 
3,20% 
91,67% 
(R$x1000) 
(R$x1000) 
(R$x1000) 
(R$x1000) 
8,06% 
(R$x1000) 
(R$x1000) 
2021-2022 
  
  
  
  
1.517.781 
4.470.840 
  
  
  
28.333.309 
2022-2023 
0 
0 
0 
0 
552.602 
983.580 
438.841 
795.767 
-272.761 
33.385.479 
2023-2024 
3.267.789 
3.372.445 
3.091.520 
382.501 
298.981 
429.610 
438.841 
2.601.445 
-256.035 
37.282.190 
2024-2025 
1.437.390 
1.483.425 
1.359.855 
168.249 
226.686 
344.582 
438.841 
0 
-134.613 
38.111.983 
2025-2026 
2.678.540 
2.764.325 
2.534.056 
313.528 
51.177 
187.900 
438.841 
0 
-49.000 
38.984.424 
2026-2027 
12.177.506 
12.567.509 
11.520.636 
1.425.400 
0 
0 
438.841 
0 
-7.611 
40.977.777 
2027-2028 
915.249 
944.561 
865.879 
107.132 
0 
0 
438.841 
0 
-15.250 
41.508.500 
2028-2029 
440.749 
454.865 
416.975 
51.591 
0 
0 
438.841 
-5.385.039 
-15.646 
36.598.246 
2029-2030 
16.538.198 
17.067.860 
15.646.107 
1.935.827 
0  
0  
438.841 
0 
-5.460 
38.967.455 
1 - A partir do ciclo 2022-2023 a RAP não considera os efeitos financeiros de Passivos imprevisíveis como: Parcelas de ajuste e Outros Ajustes; 
2 - Empreendimentos não outorgados associados às parcelas RBL, RBNI e REQNI; 
3 - Empreendimentos outorgados associados às parcelas RBL, RBNI e REQNI, com receita pro rata a partir da entrada em operação comercial prevista; 
4 - Empreendimentos outorgados associados às parcelas RBL, RBNI e REQNI, com receita integral a ser considerada no ciclo subsequente à entrada em operação 
comercial prevista; 
5 -Método de conversão de investimentos do PET/PELP em receita conforme Submódulo 9.7 do PRORET. 
 
 
39. 
Essas correções impactam o segmento geração e consumo do seguinte modo. 
40. 
No segmento geração, as correções impactam os geradores em cálculo ou recálculo 
de 357 valores de TUST nos termos da REN nº 559/2013, pois os demais 1.268 geradores estão com 
as tarifas estabilizadas e atualizadas pelo Índice de Atualização da Transmissão (IAT), que não sofreu 
qualquer alteração. Dentre os geradores em cálculo ou recálculo de TUST apenas 84 estão em 
processo de apuração dos EUST e deverão ter recontabilizações pelo ONS desde julho de 2021. 
41. 
No segmento consumo, a arrecadação aprovisionada foi de R$ 13.455.869.982,85. 
Com o recálculo da TUST-RB esse valor diminui para R$ 13.435.208.822,85, cerca de R$ 20,1 milhões 
de redução. Essa diferença representa 0,15% da parcela atribuída ao segmento consumo, o que

10 de 12 
 
 
 
refletiria em redução de cerca de R$ 0,016/kW em média caso as tarifas fossem reprocessadas para 
o ciclo 2021-2022. Na hipótese contrária, de não reprocessamento, essa diferença retorna por meio 
da Parcela de Ajuste de Apuração negativa no ciclo seguinte 2022-2023. Portanto, o nível tarifário 
estabelecido garante superávit de arrecadação (R$ 20,1 milhões), assegurando os recursos 
necessários para cobertura dos custos do sistema de transmissão. 
42. 
Desta forma, tendo em vista o baixo impacto tarifário neste ciclo tarifário, a 
manutenção da seguridade da arrecadação e o elevado esforço operacional para recontabilizar as 
apurações incorridas do ciclo 2021-2022, sigo a recomendação da SGT e voto pela manutenção das 
tarifas fixadas nos Anexos II, II-A, III e V da REH nº 2.896/2021. 
III.5.2 TUST-Fronteira 
43. 
Nos cálculos para a publicação da REH nº 2.896/2021 não fora considerado a receita 
do ponto de conexão da Subestação Porto Alegre 4 13,8 kV, mas somente a parte da Parcela de 
Ajuste, gerando déficit de arrecadação muito expressivo. Desta forma, faz se necessário corrigir a 
Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão de Fronteira (TUST-FR) do Anexo V da REH nº 2.896/2021 
desse ponto tal como exposto na Tabelas 4. 
Tabela 4. Retificação do Anexo V da REH nº 2.896/2021. 
Correção 
Concessionária 
nº da 
barra 
Ponto de Conexão 
TUST-FR 
(R$/kW.mês) 
ponta 
TUST-FR 
(R$/kW.mês) 
fora ponta 
Onde se lê: 
CEEE-D 
9243 
PORTOALEGRE 4 - 13,8 
0,050 
0,050 
Leia-se 
CEEE-D 
9243 
PORTOALEGRE 4 - 13,8 
0,855 
0,855 
 
 
III – DIREITO 
44. 
Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos legais e regulatórios: Leis nº 
8.987, de 13 de fevereiro de 1995; nº 9.074, de 7 de julho de 1995; nº 9.427, de 26 de dezembro de 
1996; nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999; e nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; Resoluções 
Normativas nº 67, de 8 de junho de 2004; nº 68, de 8 de junho de 2004; nº 320, 11 de junho de 
2008; nº 905, de 8 de dezembro de 2020; nº 906, de 8 de dezembro de 2020; Contratos de

11 de 12 
 
 
 
Concessão de Transmissão; Submódulos 9.1, 9.3, 9.7 e 10.4 dos Procedimentos de Revisão Tarifária 
(Proret); Resolução ANEEL nº 281, de 1º de outubro de 1999; Resolução Normativa nº 267, de 5 de 
junho de 2007; Resolução Normativa nº 349, de 15 de janeiro de 2009; Resolução Normativa nº 442, 
de 26 de julho de 2011; Resolução Normativa nº 559, de 27 de junho de 2013; Resolução Normativa 
nº 666, de 23 de junho de 2015; e Resolução Normativa nº 762, de 21 de fevereiro de 2017, revogada 
pela nº 918, de 23 de fevereiro de 2021. 
 
IV – DISPOSITIVO 
45. 
Diante do exposto, e o que consta do Processo nº 48500.000490/2021-72, voto:  
a) por não conhecer do Pedido de Reconsideração de Furnas Centrais Elétricas S.A. para 
consideração dos impactos do resultado da análise do Pedido de Reconsideração interposto pela 
empresa em face do Despacho nº 1.698/2021 e retificação do valor da tarifa de transporte Itaipu 
estabelecida para o ciclo tarifário 2021/2022. 
b) por não conhecer do Pedido de Reconsideração da Santo Antônio Energia S.A. para o 
reconhecimento da aplicação integral da nova TUST, prevista no Anexo I da REH 2896/2021, 
retificada conforme alínea “a”, com o devido afastamento do período de transição previsto no 
art. 8º da REN 559/2013; 
c) pelo não provimento dos Pedidos de Reconsideração do Consórcio Estreito Energia e 
das SPEs Futura 1, 2, 3, 4, 5 e 6 Geração e Comercialização de Energia Solar S.A.; 
d) pelo não provimento do Pedido de Reconsideração da Santo Antônio Energia S.A. 
referente a alegação da base de dados 2025-2026 da Empresa de Pesquisa Energetica (EPE), 
referente as configurações topológicas dos circuitos para escoamento das UHE Santo Antônio, 
não estar aderente a base de dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS); 
e) pelo provimento do Pedido de Reconsideração da Santo Antônio Energia S.A. para 
inclusão da UHE Tabajara no ano de 2029 (2028-2029), conforme Plano Decenal de Energia (PDE) 
2030, referência para esse cálculo da TUST, e não no ciclo 2025-2026. 
f) pelo provimento do Pedido de Reconsideração da Santo Antônio Energia S.A. para a 
devolução de eventuais valores de TUST porventura recolhidos a maior, exceto no caso referente 
ao período de transição previsto no art. 8º da REN 559/2013;

12 de 12 
 
 
 
g) pela alteração dos valores das TUST estabelecidas no Anexo I da Resolução 
Homologatória nº 2.896/2021, conforme Anexo I da minuta de Resolução Homologatória anexa; 
h) pela alteração da TUST-fronteira do ponto de conexão da Subestação Porto Alegre 4 
13,8 kV estabelecida no Anexo V da Resolução Homologatória nº 2.896/2021, conforme Tabela 
4 deste voto; 
i) pela alteração do valor da Tarifa de Transporte de Itaipu estabelecida no art. 3º da 
Resolução Homologatória nº 2.896/2021 para R$ 9.936,12/MW;  
j) pela aprovação da base de dados de cálculo da TUST do ciclo 2021-2022 após a 
análise dos Pedidos de Reconsideração; e 
k) que todos os efeitos dos atos administrativos a serem publicados em função da 
análise desse voto sejam aplicados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) a partir da 
apuração dos Serviços e Encargos de Transmissão do mês de competência de julho de 2021. 
 
Brasília, 5 de outubro de 2021. 
(assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor