VOTO 
 
PROCESSO: 48500.000490/2021-72. 
INTERESSADOS: Concessionárias de transmissão de energia elétrica. 
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva. 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT. 
ASSUNTO: Estabelecimento das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Energia Elétrica – TUST, da 
tarifa de transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional e dos encargos de uso do sistema 
de transmissão para o Ciclo 2021-2022. 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
A Resolução Autorizativa1 nº 7.953, de 25 de junho de 2019, aprovou o orçamento do 
Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para o período de janeiro de 2019 a dezembro de 2021, a 
preços de junho de 2019, a ser utilizado no cálculo dos encargos de uso do sistema de transmissão. 
2. 
Por sua vez, a Resolução Homologatória2 nº 2.815, de 8 de dezembro de 2020, estabeleceu, 
para o ano de 2021, as quotas de custeio e as de energia elétrica referentes ao Programa de Incentivo às 
Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa). 
3. 
Em 5 de fevereiro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) por meio do Ofício 
nº 22/2021-SGT/ANEEL3, solicitou à Empresa de Pesquisa Energética (EPE) informações para o cálculo da 
Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) do Ciclo 2021-2022. 
 
1 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/rea20197953ti.pdf. 
2 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20202815ti.pdf. 
3 Documento Sicnet nº 48581.000175/2021-00.

4. 
A Resolução Homologatória4 nº 2.864, de 27 de abril de 2021, estabeleceu, para o ano de 
2021, o montante da quota anual da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para as concessionárias 
de transmissão e os valores de TUST-CDE. 
5. 
Em 1º de abril de 2021, mediante o Ofício nº 0320/2021/DEE/EPE5, a EPE disponibilizou a 
base de dados do horizonte do Plano Decenal de Energia Elétrica (PDE 2030), bem como o Plano de 
Expansão da Transmissão (PET)/Plano de Expansão de Longo Prazo (PELP). 
6. 
Nesta mesma data, o ONS encaminhou por meio de correio eletrônico a base de dados 
preliminar para o Ciclo 2021-2022, considerando o horizonte de médio prazo do Plano de Ampliações e 
Reforços (PAR) – 2021-2022 a 2024-2025. 
7. 
No período de 14 de abril a 11 de maio de 2021, a SGT submeteu à Tomada de Subsídios6 
nº 006/2021 a Nota Técnica nº 58/2021-SGT/ANEEL7, de 12 de abril de 2021, que tratou da base de dados 
preliminar para o cálculo das TUST/TUSDg do Ciclo Tarifário 2021-2022. 
8. 
Em 27 de maio de 2021, o ONS encaminhou a Carta8 CTA-ONS DAC 1018/2021, informando 
seu orçamento a ser considerado no cálculo da TUST do Ciclo 2021-2022. 
9. 
Em atenção ao Ofício nº 75/2021-SGT/ANEEL9, de 24 de fevereiro de 2021, o ONS 
encaminhou a Carta10 CTA-ONS DTA 1136/2021, de 9 de junho de 2021, com as informações necessárias 
ao reajuste de receitas e ao estabelecimento das TUST para o Ciclo 2021-2022. 
10. 
Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 20/2021, realizada em 24 de maio de 2021, o 
processo foi a mim distribuído. 
11. 
Por meio da Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL 11, de 5 de julho de 2021, a SGT 
recomendou a publicação de Resolução Homologatória estabelecendo as tarifas e encargos de 
 
4 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20212864ti.pdf. 
5 Documento Sicnet nº 48581.000542/2021-00. 
6 Disponível em https://www.aneel.gov.br/tomadas-de-subsidios. 
7 Documento Sicnet nº 48581.000545/2021-00. 
8 Documento Sicnet nº 48513.014133/2021-00. 
9 Documento Sicnet nº 48581.000318/2021-00. 
10 Documento Sicnet nº 48513.015470/2021-00. 
11 Documento Sicnet nº 48581.001046/2021-00.

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

de Remuneração Regulatória das concessionárias de transmissão de energia elétrica e que o custo de 
capital fosse adicionado às respectivas Receitas Anuais Permitidas (RAP).  
18. 
A fim de regulamentar o disposto na Portaria MME nº 120, de 2016, foi publicada a 
Resolução Normativa14 nº 762, de 21 de fevereiro de 2017, que definiu os procedimentos e critérios para 
o cálculo do custo de capital a ser adicionado a RAP das concessões de transmissão abrangidas pela Lei15 
nº 12.783, de 2013. 
19. 
Em 10 de abril de 2017, a decisão liminar emitida no âmbito do Processo Judicial  
nº 001055248.2017.4.01.3400/DF – 5ª Vara Federal – deferiu, em favor da ABRACE, ABIVIDRO e ABRAFE, 
pedido de tutela provisória de urgência para determinar que a “ANEEL exclua a parcela dita de 
“remuneração” da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST, calculada sobre os bens reversíveis, 
ainda não amortizados e nem depreciados, prevista no art. 15, § 2º, da Lei nº 12.783, de 2013, devendo 
incidir sobre o montante apenas a atualização.” 
20. 
Em cumprimento à decisão, por meio do Despacho16 nº 1.779, de 20 de junho de 2017, a 
Diretoria Colegiada da ANEEL, decidiu por não aplicar o § 3º17 do artigo 4º da Resolução Normativa nº 
762, de 2017, até a decisão de mérito do Processo Judicial. 
21. 
Assim, durante os Ciclos Tarifários 2017-2018, 2018-2019 e 2019-2020, as TUST foram 
calculadas a partir dos valores de receita homologados pela ANEEL, considerando os ativos reversíveis 
ainda não amortizados previstos no § 2º18 do artigo 15 da Lei nº 12.783, de 2013, de acordo com os 
critérios estabelecidos pela Resolução Normativa nº 762, de 2017, e com a decisão exarada no Despacho 
nº 1.779, de 2017. 
 
14 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2017762.pdf. 
15 Disponível em http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2011-2014/2013/lei/l12783.htm. 
16 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp20171779.pdf. 
17 § 3º O custo de capital de que trata o caput, calculado a cada ciclo tarifário, será remunerado pela taxa referente ao custo 
de capital próprio, real, depois de impostos, conforme Resolução Normativa nº 386/2009 e Submódulo 9.1 do PRORET, sendo 
igual a: 10,74% a.a. entre 1º de janeiro de 2013 e 30 de junho de 2013; e 10,44% a.a. entre 1º de julho de 2013 e 30 de junho 
de 2017. 
18 § 2º Fica o poder concedente autorizado a pagar, na forma de regulamento, para as concessionárias que optarem pela 
prorrogação prevista nesta Lei, nas concessões de transmissão de energia elétrica alcançadas pelo § 5º do art. 17 da Lei nº 
9.074, de 1995, o valor relativo aos ativos considerados não depreciados existentes em 31 de maio de 2000, registrados pela 
concessionária e reconhecidos pela Aneel.

22. 
Contudo, essas liminares foram cassadas em sua maioria, e em cumprimento aos Pareceres 
de Força Executória19 emanados pela Procuradoria Federal junto à ANEEL, a SGT operacionalizou a 
reinclusão do custo de capital próprio (parâmetro “ke”) no processo de revisão periódica das receitas das 
concessões de transmissão prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, considerando inclusive os 
efeitos financeiros. 
23. 
Apenas para o consumidor livre denominado GV do Brasil Indústria e Comércio de Aço 
Ltda., que acessa a Rede Básica, a TUST será calculada sem os efeitos descritos, tendo em vista que a 
decisão liminar deferida no âmbito da Ação nº 1006030-58.2017.4.01.3400 ainda continua vigorando. De 
todo modo, também será homologada a TUST desse consumidor livre sem os efeitos da liminar, 
condicionando sua aplicação à cassação da medida cautelar. 
24. 
Ademais, cumpre destacar que, no âmbito da análise dos recursos interpostos contra as 
Resoluções Homologatórias nos 2.706 a 2.717, de 2020, que homologaram a revisão periódica de 2018 das 
concessões de transmissão prorrogadas, a ANEEL homologou o reperfilamento do componente financeiro 
da “RBSE” por meio das Resoluções Homologatórias nos 2.845 a 2.853, de 2021, de acordo com a memória 
de cálculo que pode ser acessada no site das Consultas Públicas20 nos 17 a 25/2020. 
II.2. Da Tarifa de Transporte de Itaipu 
25. 
A Tarifa de Transporte de Itaipu, em R$/MW, relativa às Demais Instalações de Transmissão 
(DIT) de uso exclusivo da central geradora, é calculada a partir do Encargo de Conexão devido a Furnas 
Centrais Elétricas S.A. (Furnas), das Parcelas de Ajuste (PA) e da previsão da Demanda Anual de potência, 
conforme sintetizado na Tabela 1. 
26. 
A tarifa resultante de R$ 7.989,06/MW deverá ser paga diretamente a Furnas pelos 
contratantes da energia da Itaipu Binacional proporcionalmente às suas cotas-parte. A variação de -37,4% 
resultou do reperfilamento do componente financeiro da “RPC” aprovado pela Resolução 
 
19 
Documentos 
Sicnet 
nos 
48516.000790/2020, 
48516.000798/2020, 
48516.000799/2020, 
48516.000804/2020, 
48516.000846/2020, 
48516.000851/2020, 
48516.003929/2019, 
48516.000796/2020, 
48516.000803/2020, 
48516.001238/2020, 48516.001278/2020, 48516.001438-2020-00 e 48516.001525-2020-00. 
20 Disponíveis em https://www.aneel.gov.br/consultas-publicas.

Homologatória21 nº 2.848, de 2021, referente ao Contrato de Concessão nº 062/2001-ANEEL, celebrado 
com Furnas e prorrogado nos termos da Lei nº 12.783, de 2013. 
Tabela 1 – Parâmetros de cálculo da Tarifa de Transporte de Itaipu. 
Parâmetros de cálculo 
2020-2021 
2021-2022 
Variação 
Encargo de Conexão (R$) 
1.508.030.356,00 
962.160.505,56 
-36,2% 
PA RAP (R$) 
145.571.429,22 
23.232.362,19 
-84,0% 
PA DEMANDA ANUAL (R$) 
0,00 
21.228.963,29 
NA 
Encargo a ser arrecadado (R$) 
1.653.601.785,22 
1.006.621.831,04 
-39,1% 
Demanda anual (MW) 
129.620,00 
126.000,00 
-2,8% 
Tarifa de Transporte Itaipu (R$/MW) 
12.757,30 
7.989,06 
-37,4% 
Fonte: Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL. 
II.3. Das tarifas de Importação/Exportação e de Interligações Internacionais 
27. 
A Lei no 12.111, de 2009, dispõe, entre outros temas, sobre as instalações de transmissão 
destinadas a interligações internacionais, alterando o artigo 17 da Lei no 9.074, de 1995. A Lei altera 
também os incisos XVIII e XX do artigo 3o da Lei no 9.427, de 1996, atribuindo à ANEEL a competência de 
“[...] definir adicional de tarifas de uso específico das instalações de interligações internacionais para 
exportação e importação de energia elétrica, visando à modicidade tarifária dos usuários do sistema de 
transmissão ou distribuição”. 
28. 
A Resolução Normativa22 no 666, de 23 de junho de 2015, estabelece no artigo 17 a forma 
de cálculo das TUST importação/exportação e do adicional de tarifa de uso específico, de que tratam os 
incisos XVIII e XX do artigo 3o da Lei no 9.427, de 1996, ora denominado de Tarifa de Uso das Interligações 
Internacionais (TUII). Os valores calculados em conformidade com o texto normativo estão apresentados 
nas Tabelas 2 e 3. 
Tabela 2 - Tarifa de Uso das Interligações Internacionais (TUII) 
INTERLIGAÇÃO 
INTERNACIONAL* 
TUII (R$/MWh) 2020-
2021 
TUII (R$/MWh) 2021-
2022 
Variação 
(%) 
 Garabi I (S. ANGELO) 
19,087 
21,073 
10,4% 
 Garabi II (ITÁ) 
23,021 
25,412 
10,4% 
Paso de los Libres (Uruguaiana) 
20,141 
23,215 
15,3% 
Fonte: Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL. 
Tabela 3 – TUST importação/exportação (TUSTIMP/EXP) 
 
21 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20212848ti.pdf. 
22 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015666.pdf.
  Parâmetros de cálculo      2020-2021      2021-2022      Variação  
  Encargo de Conexão (R$)      1.508.030.356,00      962.160.505,56      -36,2%  
  PA (R$)
RAP      145.571.429,22      23.232.362,19      -84,0%  
  PA (R$)
DEMANDA ANUAL      0,00      21.228.963,29      NA  
  Encargo a ser arrecadado (R$)      1.653.601.785,22      1.006.621.831,04      -39,1%  
  Demanda anual (MW)      129.620,00      126.000,00      -2,8%  
  Tarifa de Transporte Itaipu (R$/MW)      12.757,30      7.989,06      -37,4%  
  INTERLIGAÇÃO      TUII (R$/MWh) 2020-      TUII (R$/MWh) 2021-      Variação  
  INTERNACIONAL*      2021      2022      (%)  
Garabi I (S. ANGELO)      19,087      21,073      10,4%    
Garabi II (ITÁ)      23,021      25,412      10,4%    
Paso de los Libres (Uruguaiana)      20,141      23,215      15,3%    

AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE 
EXPORTAÇÃO 
TUST imp/exp 2020-2021 TUST imp/exp 2021-2022 Variação 
R$/MWh 
R$/MWh 
% 
INT. CONV.GARABI I (S. ANGELO) 
11,466 
10,795 
-5,9% 
INT. CONV.GARABI II (ITA) 
11,466 
10,795 
-5,9% 
INT. CONV.RIVERA (LIVRAMENTO) 
11,807 
10,971 
-7,1% 
INT. CONV.URUGUAIANA 
11,132 
10,465 
-6,0% 
INT. CONV.MELO (PRES. MÉDICI) 
11,975 
11,021 
-8,0% 
Fonte: Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL. 
29. 
A redução das tarifas de importação/exportação decorre principalmente do efeito do 
reperfilamento do componente financeiro da “RBSE”, aprovado conforme as Resoluções Homologatórias 
nos 2.845 a 2.853, de 2021, que trataram dos recursos das revisões periódicas da RAP das transmissoras 
com concessão prorrogada nos termos da Lei nº 12.783, de 2013.  
30. 
Já a Tarifa de Uso das Interligações Internacionais depende apenas da relação entre a 
potência instalada e a garantia física do parque gerador (fator “f”) utilizado na conversão das tarifas por 
demanda (R$/MW) para tarifas por consumo (R$/MWh) e das RAP das concessionárias equiparadas ENEL 
CIEN (GARABI 1 e GARABI 2) e CGT Eletrosul – Conversora Uruguaiana. O fator “f” teve aumento de 2,2%, 
enquanto as receitas dessas concessionárias foram atualizadas monetariamente pelo Índice de Preços ao 
Consumidor Amplo (IPCA), acumulado em 8,06%, justificando o aumento verificado. 
31. 
 No caso da Conversora Uruguaiana, o aumento acima da inflação e do fator “f” deve-se ao 
julgamento do recurso do processo de revisão da RAP, exarado na Resolução Homologatória nº 2.868, de 
2021, em que o índice de reposicionamento passou de -31,18% para -28,14%; e a RAP de R$ 7.330.424,05 
para R$7.654.186,69, a preços de junho de 2019. 
II.4. Das tarifas para a contratação em caráter temporário – TUST TEMP 
32. 
A contratação do uso do sistema de transmissão em caráter temporário é caracterizada 
pelo uso de capacidade remanescente do sistema de transmissão por tempo determinado, para 
escoamento da energia elétrica produzida por central geradora, após declaração do ONS da importância 
sistêmica da sua permanência no SIN, e enquanto inexistirem contratos de venda de energia elétrica em 
execução junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
      
  TUST imp/exp 2020-2021  TUST imp/exp 2021-2022  Variação
AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE      
      
EXPORTAÇÃO      
      
  R$/MWh  R$/MWh  %
      
INT. CONV.GARABI I (S. ANGELO)  11,466  10,795  -5,9%
INT. CONV.GARABI II (ITA)  11,466  10,795  -5,9%
INT. CONV.RIVERA (LIVRAMENTO)  11,807  10,971  -7,1%
INT. CONV.URUGUAIANA  11,132  10,465  -6,0%
INT. CONV.MELO (PRES. MÉDICI)  11,975  11,021  -8,0%

33. 
A TUST associada à contratação em caráter temporário, calculada de acordo com o inciso 
V do artigo 14 da Resolução Normativa nº 666, de 2015, é apresentada na Tabela 4. 
Tabela 4 – TUST TEMP 
GERADOR  
TUST temp 2020-2021 
TUST temp 2021-2022 
Variação 
(R$/MWh) 
(R$/MWh) 
% 
UTE Uruguaiana 
12,581 
14,547 
15,6% 
 * aplicáveis em horário único, sem distinção entre ponta e fora de ponta. 
Fonte: Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL. 
34. 
A variação da tarifa decorre do aumento de 2,2% do fator “f”, utilizado na conversão das 
tarifas por demanda (R$/MW) para tarifas por consumo (R$/MWh), e da correção monetária da TUST 
estabilizada da UTE Uruguaiana pelo Índice de Atualização da Transmissão (IAT), calculado para o Ciclo 
2021-2022 em 12,91%. 
II.5. Das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão 
35. 
A Resolução Normativa23 nº 67, de 8 de junho de 2004, estabelece critérios para a 
composição da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN). Em seus artigos 3º e 5º, a norma 
discorre sobre a classificação das instalações de transmissão que compõem a Rede Básica e sobre as 
componentes tarifárias TUST-RB e TUST-FR. 
II.5.1. TUST-FR 
36. 
A TUST-FR é aplicada para distribuidoras que utilizam instalações conectadas à Rede Básica, 
por meio de instalações de transmissão sob responsabilidade de transmissoras. No cálculo da TUST-FR 
são computados transformadores de fronteira localizados em subestações de Rede Básica e conexões 
associadas, seja de uso exclusivo ou compartilhado, e as Demais Instalações de Transmissão (DIT), em 
nível de tensão inferior a 230 kV, de uso compartilhado. 
37. 
 A Tabela 5 apresenta os valores adotados no cálculo da TUST-FR, informando os valores 
totais referentes aos transformadores de fronteira e as DIT de uso compartilhado. 
Tabela 5 – Valores adotados no cálculo da TUST-FR. 
 
23 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2004067.pdf.
  TUST temp 2020-2021  TUST temp 2021-2022  Variação
GERADOR      
  (R$/MWh)  (R$/MWh)  %
      
UTE Uruguaiana  12,581  14,547  15,6%

Rede Básica de Fronteira 
Ciclo 2020-2021 [A] 
Ciclo 2021-2022 [B] 
Variação % 
[C=B/A-1] 
Efeito % 
[C=(B-
A)/Total(A)] 
I - Parcela da RAP referente às instalações de 
transmissão Licitadas - RBL 
473.367.909,70 
593.377.096,92 
25,4% 
3,1% 
II - Parcela da RAP referente às instalações de 
transmissão existentes, integrantes da Rede 
Básica, conforme as Resoluções nº 166 e nº 167, 
de 2000 - RBSE 
1.722.959.061,07 
1.414.749.742,38 
-17,9% 
-7,9% 
III - Parcela da RAP correspondente às novas 
instalações autorizadas, integrantes da Rede 
básica e com receitas estabelecidas por resolução 
específica - RBNI 
621.676.937,25 
728.515.192,92 
17,2% 
2,7% 
IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias 
nas instalações de transmissão, conforme REN nº 
443, de 2011- RMEL 
49.350.138,83 
59.329.265,32 
20,2% 
0,3% 
V - Previsão de receita para novas instalações de 
transmissão no ciclo 
128.431.558,89 
242.720.852,65 
89,0% 
2,9% 
VI - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. 
-20.738.110,79 
-20.797.481,65 
-0,3% 
0,0% 
VII - PA Apuração 
-139.354.419,88 
-116.286.270,75 
16,6% 
0,6% 
VIII - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS 
0,00 
0,00 
- 
0,0% 
IX - PA REVISÃO - Parcela de ajuste relativa à 
revisão periódica. 
309.023.109,09 
163.913.428,71 
-47,0% 
-3,7% 
X - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 
335.524,97 
2.398.089,17 
614,7% 
0,1% 
XI - PA Melhoria 
170.315,90 
0,00 
-100,0% 
0,0% 
XII - Financeiro Melhorias (Anuidade de 
melhorias) 
0,00 
0,00 
- 
0,0% 
XIII - Previsão de receita de Rede Básica de 
fronteira a ser utilizada no estabelecimento das 
tarifas de uso do sistema de transmissão de 
fronteira - TUST-FR 
3.145.222.025,03 
3.067.919.915,67 
-2,5% 
-2,0% 
DIT Compartilhadas 
Ciclo 2020-2021 [A] 
Ciclo 2021-2022 [B] 
Variação % 
[C=B/A-1] 
Efeito 
%  [C=(B-
A)/Total(A)] 
XIV - Parcela da RAP referente às demais 
instalações de transmissão e às instalações de 
conexão, incluindo as instalações implantadas 
conforme Resolução 489/2002, a ser concatenada 
na data de reajuste tarifário - RCDM 
129.368.058,20 
170.223.547,89 
31,6% 
1,0% 
XV - Parcela da RAP referente às demais 
instalações de transmissão e às instalações de 
conexão, incluindo as instalações implantadas sob 
a luz da Resolução 489/2002, a ser concatenada 
na data de reajuste tarifário - RPC 
558.442.225,83 
330.168.889,61 
-40,9% 
-5,8% 
XVI - Parcela da RAP referente às instalações de 
transmissão Licitadas - RPEC 
8.059.184,69 
10.626.712,49 
31,9% 
0,1% 
XVII - Parcela da RAP correspondente às melhorias 
nas instalações de transmissão, conforme REN nº 
443, de 2011- RMEL 
6.616.708,22 
5.943.018,01 
-10,2% 
0,0% 
XVIII - Previsão de receita para novas instalações 
de transmissão no ciclo 
22.143.742,67 
7.766.845,16 
-64,9% 
-0,4% 
XIX - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos 
anteriores. 
247.834,27 
-217.929,81 
-187,9% 
0,0% 
XX - PA Apuração 
-34.180.966,59 
-24.527.002,81 
28,2% 
0,2% 
XXI - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS 
0,00 
0,00 
- 
0,0% 
XXII - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 
133.296,22 
159.783,95 
19,9% 
0,0% 
XXIII - PA Qualidade DIT 
0,00 
0,00 
- 
0,0%
  Ciclo 2020-2021 [A]  Ciclo 2021-2022 [B]    Variação %
[C=B/A-1]    Efeito %
[C=(B-
A)/Total(A)]
Rede Básica de Fronteira            
            
I - Parcela da RAP referente às instalações de  473.367.909,70  593.377.096,92    25,4%    3,1%
transmissão Licitadas - RBL            
II - Parcela da RAP referente às instalações de  1.722.959.061,07  1.414.749.742,38    -17,9%    -7,9%
transmissão existentes, integrantes da Rede            
Básica, conforme as Resoluções nº 166 e nº 167,            
de 2000 - RBSE            
III - Parcela da RAP correspondente às novas  621.676.937,25  728.515.192,92    17,2%    2,7%
instalações autorizadas, integrantes da Rede            
básica e com receitas estabelecidas por resolução            
específica - RBNI            
IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias  49.350.138,83  59.329.265,32    20,2%    0,3%
nas instalações de transmissão, conforme REN nº            
443, de 2011- RMEL            
V - Previsão de receita para novas instalações de  128.431.558,89  242.720.852,65    89,0%    2,9%
transmissão no ciclo            
VI - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores.  -20.738.110,79    -20.797.481,65    -0,3%  0,0%
VII - PA Apuração  -139.354.419,88    -116.286.270,75    16,6%  0,6%
VIII - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS  0,00    0,00    -  0,0%
IX - PA REVISÃO - Parcela de ajuste relativa à  309.023.109,09  163.913.428,71    -47,0%    -3,7%
revisão periódica.            
X - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia  335.524,97    2.398.089,17    614,7%  0,1%
XI - PA Melhoria  170.315,90    0,00    -100,0%  0,0%
XII - Financeiro Melhorias (Anuidade de  0,00  0,00    -    0,0%
melhorias)            
XIII - Previsão de receita de Rede Básica de  3.145.222.025,03  3.067.919.915,67    -2,5%    -2,0%
fronteira a ser utilizada no estabelecimento das            
tarifas de uso do sistema de transmissão de            
fronteira - TUST-FR            
  Ciclo 2020-2021 [A]  Ciclo 2021-2022 [B]    Variação %
[C=B/A-1]    Efeito
% [C=(B-
A)/Total(A)]
DIT Compartilhadas            
            
XIV - Parcela da RAP referente às demais  129.368.058,20  170.223.547,89    31,6%    1,0%
instalações de transmissão e às instalações de            
conexão, incluindo as instalações implantadas            
conforme Resolução 489/2002, a ser concatenada            
na data de reajuste tarifário - RCDM            
XV - Parcela da RAP referente às demais  558.442.225,83  330.168.889,61    -40,9%    -5,8%
instalações de transmissão e às instalações de            
conexão, incluindo as instalações implantadas sob            
a luz da Resolução 489/2002, a ser concatenada            
na data de reajuste tarifário - RPC            
XVI - Parcela da RAP referente às instalações de  8.059.184,69  10.626.712,49    31,9%    0,1%
transmissão Licitadas - RPEC            
XVII - Parcela da RAP correspondente às melhorias  6.616.708,22  5.943.018,01    -10,2%    0,0%
nas instalações de transmissão, conforme REN nº            
443, de 2011- RMEL            
XVIII - Previsão de receita para novas instalações  22.143.742,67  7.766.845,16    -64,9%    -0,4%
de transmissão no ciclo            
XIX - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos  247.834,27  -217.929,81    -187,9%    0,0%
anteriores.            
XX - PA Apuração  -34.180.966,59    -24.527.002,81    28,2%  0,2%
XXI - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS  0,00    0,00    -  0,0%
XXII - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia  133.296,22    159.783,95    19,9%  0,0%
XXIII - PA Qualidade DIT  0,00    0,00    -  0,0%

XXIV - PA REVISÃO - Parcela de ajuste relativa à 
revisão periódica. 
84.156.740,65 
33.086.103,07 
-60,7% 
-1,3% 
XXV - PA Melhoria 
0,00 
0,00 
- 
0,0% 
XXVI - Financeiro Melhorias (Anuidade de 
melhorias) 
0,00 
0,00 
- 
0,0% 
XXVII - Previsão de receita de DIT Compartilhada 
a ser utilizada no estabelecimento das tarifas de 
uso do sistema na transmissão de fronteira - 
TUST FR 
774.986.824,16 
533.229.967,56 
-31,2% 
-6,2% 
Total para cálculo da TUST-FR (XIII+XXVII) 
3.920.208.849,20 
3.601.149.883,23 
-8,1% 
-8,1% 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária. 
 
38. 
A TUST-FR teve uma redução total de -8,1%. Esse resultado decorreu do efeito da entrada 
em operação comercial de instalações de transmissão e das revisões das concessões prorrogadas, 
conjugado com os efeitos financeiros de -17,8%, associados principalmente ao reperfilamento do 
componente financeiro da RBSE/RPC. 
II.5.2. TUST-RB 
39. 
Para o cálculo da TUST-RB são necessárias (i) a base de dados, resultante da Tomada de 
Subsídio no 006/2020; e (ii) a Receita Anual Permitida (RAP) de Rede Básica para o Ciclo Tarifário 2021-
2022, em deliberação no âmbito do Processo nº 48500.000375/2021-06. Essa receita serve de base para 
o cálculo da TUST do segmento consumo do Ciclo 2021-2022 e como parâmetro inicial para a prospecção 
da RAP adotada para as tarifas do segmento geração. 
40. 
Os cálculos levam em consideração o sinal locacional aplicado à Rede Básica, de acordo 
com a Resolução Normativa24 nº 559, de 27 de junho de 2013, que dispõe sobre a metodologia Nodal.  
41. 
Os parâmetros de arrecadação das receitas de Rede Básica, os valores calculados e a 
diferença percentual entre os ciclos tarifários estão detalhados na Tabelas 6. 
Tabela 6 – Parâmetros de arrecadação das Receitas Anuais Permitidas (RAP) associados aos contratos de 
concessão de transmissão. 
Rede Básica 
Ciclo 2020-2021 [A] 
Ciclo 2021-2022 [B] 
Variação 
% 
[C=B/A-
1] 
Efeito % 
[C=(B-
A)/Total(A)] 
I - Parcela da RAP referente às instalações de 
transmissão Licitadas – RBL 
12.554.331.604,20 
16.041.434.620,34 
27,8% 
12,5% 
II - Parcela da RAP referente às instalações de 
transmissão existentes, integrantes da Rede Básica, 
10.561.785.237,35 
8.181.703.205,98 
-22,5% 
-8,5% 
 
24 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2013559.pdf.
XXIV - PA REVISÃO - Parcela de ajuste relativa à
revisão periódica.  84.156.740,65  33.086.103,07    -60,7%    -1,3%
XXV - PA Melhoria  0,00    0,00    -  0,0%
XXVI - Financeiro Melhorias (Anuidade de
melhorias)  0,00  0,00    -    0,0%
XXVII - Previsão de receita de DIT Compartilhada
a ser utilizada no estabelecimento das tarifas de
uso do sistema na transmissão de fronteira -
TUST FR  774.986.824,16  533.229.967,56    -31,2%    -6,2%
Total para cálculo da TUST-FR (XIII+XXVII)  3.920.208.849,20    3.601.149.883,23    -8,1%  -8,1%
Rede Básica    Ciclo 2020-2021 [A]  Ciclo 2021-2022 [B]    Variação    Efeito %
[C=(B-
A)/Total(A)]
          %    
          [C=B/A-    
          1]    
I - Parcela da RAP referente às instalações de    12.554.331.604,20  16.041.434.620,34  27,8%      12,5%
transmissão Licitadas – RBL              
II - Parcela da RAP referente às instalações de    10.561.785.237,35  8.181.703.205,98  -22,5%      -8,5%
transmissão existentes, integrantes da Rede Básica,              
Efeito %
[C=(B-
A)/Total(A)]

Rede Básica 
Ciclo 2020-2021 [A] 
Ciclo 2021-2022 [B] 
Variação 
% 
[C=B/A-
1] 
Efeito % 
[C=(B-
A)/Total(A)] 
conforme as Resoluções nº 166 e nº 167, de 2000 – 
RBSE 
III - Parcela da RAP correspondente às novas 
instalações autorizadas, integrantes da Rede básica 
e com receitas estabelecidas por resolução 
específica após a publicação da Resolução ANEEL nº 
167, de 2000 – RBNI 
1.272.761.446,82 
1.599.657.048,87 
25,7% 
1,2% 
IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias 
nas instalações de transmissão, conforme REN nº 
443, de 2011- RMEL 
84.874.463,15 
111.122.280,75 
30,9% 
0,1% 
V - Interligações Internacionais 
335.339.617,26 
362.738.707,65 
8,2% 
0,1% 
VI - Previsão de receita pro rata tempore para 
novas instalações de transmissão no ciclo 
1.347.786.844,28 
1.517.780.958,58 
12,6% 
0,6% 
VII - Adicional REN 729/2016 - Revogado pela REN 
nº 782/2017 
NA 
NA 
- 
- 
VIII - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. 
24.253.549,61 
35.067.295,27 
44,6% 
0,0% 
IX - PA Apuração 
-254.299.980,84 
-584.932.587,15 
-130,0% 
-1,2% 
X - PA PIS/COFINS  
- 
- 
- 
- 
XI - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 
4.898.369,41 
17.652.850,06 
260,4% 
0,0% 
XII - Financeiro Melhorias (Anuidade de melhorias) 
69.248.787,93 
173.807.518,33 
151,0% 
0,4% 
XIII - PA Melhoria 
574.021,92 
- 
- 
- 
XIV - PA Revisão - Parcela de ajuste relativa à 
revisão periódica. 
1.382.464.735,23 
204.719.662,29 
-85,2% 
-4,2% 
XV - Previsão de receita anual permitida a ser 
utilizada no estabelecimento das tarifas nodais de 
uso do sistema de transmissão - TUST-RB 
27.384.018.696,32 
27.660.751.560,97 
1,01% 
0,99% 
Fonte: Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL. 
 
42. 
Os fatores que mais contribuíram com o resultado obtido para o Ciclo Tarifário 2021-2022 
foram: 
(i) 
Novas instalações: instalações que entraram em operação comercial no decorrer do 
Ciclo 2020-2021, considerando a RAP pro rata tempore, e que para o Ciclo 2021-2022 
entrarão com a RAP integral (13,7%). Acrescenta-se a esse montante, as instalações 
previstas para entrarem no Ciclo 2021-2022, com RAP pro rata tempore (0,6%). Isso 
representa cerca de 14,3% de aumento para a Rede Básica; 
(ii) 
Revisão Periódica da RAP – RPR de 2018 (retroativa): resultado final da Revisão 
Periódica da RAP de 2018 das transmissoras com concessões prorrogadas nos termos 
da Lei nº 12.783, de 2013, considerando o reperfilamento do componente financeiro 
da “RBSE/RPC”, que representa uma redução de cerca de -12,7% para a Rede Básica.
Rede Básica      Ciclo 2020-2021 [A]      Ciclo 2021-2022 [B]        Variação    Efeito %
[C=(B-
A)/Total(A)]    
                    %        
                    [C=B/A-        
                    1]        
  conforme as Resoluções nº 166 e nº 167, de 2000 –                          
  RBSE                          
  III - Parcela da RAP correspondente às novas    1.272.761.446,82      1.599.657.048,87      25,7%      1,2%    
  instalações autorizadas, integrantes da Rede básica                          
  e com receitas estabelecidas por resolução                          
  específica após a publicação da Resolução ANEEL nº                          
  167, de 2000 – RBNI                          
  IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias    84.874.463,15      111.122.280,75      30,9%      0,1%    
  nas instalações de transmissão, conforme REN nº                          
  443, de 2011- RMEL                          
  V - Interligações Internacionais      335.339.617,26      362.738.707,65      8,2%      0,1%  
  VI - Previsão de receita pro rata tempore para    1.347.786.844,28      1.517.780.958,58      12,6%      0,6%    
  novas instalações de transmissão no ciclo                          
  VII - Adicional REN 729/2016 - Revogado pela REN    NA      NA      -      -    
  nº 782/2017                          
  VIII - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores.      24.253.549,61      35.067.295,27      44,6%      0,0%  
  IX - PA Apuração      -254.299.980,84      -584.932.587,15      -130,0%      -1,2%  
  X - PA PIS/COFINS      -      -      -      -  
  XI - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia      4.898.369,41      17.652.850,06      260,4%      0,0%  
  XII - Financeiro Melhorias (Anuidade de melhorias)      69.248.787,93      173.807.518,33      151,0%      0,4%  
  XIII - PA Melhoria      574.021,92      -      -      -  
  XIV - PA Revisão - Parcela de ajuste relativa à    1.382.464.735,23      204.719.662,29      -85,2%      -4,2%    
  revisão periódica.                          
  XV - Previsão de receita anual permitida a ser    27.384.018.696,32      27.660.751.560,97      1,01%      0,99%    
  utilizada no estabelecimento das tarifas nodais de                          
  uso do sistema de transmissão - TUST-RB                          
Efeito %
[C=(B-
A)/Total(A)]

43. 
Cabe destacar que, para as obras previstas para o Ciclo 2021-2022, as datas de entrada em 
operação informadas pelas transmissoras foram ajustadas pelas projeções calculadas pela 
Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE). Com isso a receita prevista foi 
reduzida em 45,7%, o que deve contribuir para minimizar excessos de arrecadação. 
44. 
No que se refere ao orçamento do ONS, a Resolução Autorizativa nº 7.953, de 2019, definiu 
que o valor a ser arrecadado, por meio dos encargos de transmissão, para o ano de 2021 seria de R$ 580 
milhões, a preços de julho de 2019. Como não há valor aprovado para o ano de 2022 (o que ocorrerá no 
próximo triênio 2022-2024), para o Ciclo 2021-2022 o valor a ser considerado é a metade do valor 
aprovado para o ano de 2021 somada à metade do valor proposto pelo ONS, atualizados a preços de 
junho de 2021 pelo IPCA. Isso resulta na quantia de R$ 672 milhões. 
45. 
A Tabela 7 detalha os recursos que estão sendo previstos para pagamento via TUST no Ciclo 
Tarifário 2021-2022, totalizando o montante de R$ 28.333.309.281,69 (vinte e oito bilhões, trezentos e 
trinta e três milhões, trezentos e nove mil, duzentos e oitenta e um reais e sessenta e nove centavos).  
46. 
A arrecadação desse valor deve ser dividida entre os segmentos carga e geração, conforme 
detalhado na Tabela 8, considerando como critério de partida o rateio em 50% para cada segmento, com 
os seguintes ajustes: 
(i) repasse para o segmento consumo das diferenças oriundas das tarifas estabilizadas 
das centrais de geração, de acordo com a Resolução Normativa nº 559, de 2013; 
(ii) repasse para o segmento consumo da correção de déficits de arrecadação de centrais 
geradoras que motorizam ao longo do ciclo (MUST Parcial); 
(iii) repasse para o segmento consumo da correção de déficits de arrecadação de centrais 
geradoras que entram ao longo do ciclo (EUST Parcial); 
(iv) recuperação de parte da receita pelo encargo arrecadado pelas distribuidoras 
associado aos componentes tarifários TUSDg-T e TUSDg-ONS, nos termos da Resolução 
Normativa25 nº 349, de 13 de janeiro de 2009. 
 
25 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2009349.pdf.

Tabela 7 – Despesas e Recursos adicionais não classificados como Receitas Anuais Permitidas. 
Parâmetros 
Ciclo 2020-2021 [A] 
Ciclo 2021-2022 [B] 
Variação 
% 
[C=B/A-
1] 
Efeito % 
[C=(B-
A)/Total(A)] 
XV - Previsão de receita anual permitida a ser 
utilizada no estabelecimento das tarifas nodais de 
uso do sistema de transmissão - TUST-RB 
27.384.018.696,32 
27.660.751.560,97 
1,0% 
1,0% 
XVI - Orçamento do ONS atualizado: 
608.241.103,87 
672.557.720,73 
10,6% 
0,2% 
XVII – Passivos 
0,00 
0,00 
- 
0,0% 
XVIII - Previsão de total de arrecadação a ser 
utilizada no estabelecimento das Tarifas de Uso do 
Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-RB 
27.992.259.800,20 
28.333.309.281,69 
1,2% 
1,2% 
Fonte: Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL. 
 
Tabela 8 – Rateio dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão. 
PARÂMETROS 
Ciclo 2021-2022 
Composição 
% 
I - Receitas inicial do Segmento Geração (50%) 
14.166.654.640,85 
50,00% 
II - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg 
ONS  
-67.859.803,08 
-0,24% 
III - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg T 
-109.728.784,02 
-0,39% 
IV - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007 
761.876.103,00 
2,69% 
V - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013 
107.317.187,00 
0,38% 
VI - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013 
188.103.468,00 
0,66% 
VII - MUST Parcial - Parcela referente a diferença entre o MUST contratado e o MUST 
equivalente utilizado para fins de arrecadação 
-35.125,00 
0,00% 
VIII - EUST Parcial - Parcela referente à arrecadação de centrais de geração com entrada 
em operação ao longo do ciclo 
-346.476.975,00 
-1,22% 
IX- TOTAL Segmento Geração: 
14.699.850.711,75 
51,88% 
X - Receita inicial Segmento Consumo (50%) 
14.166.654.640,85 
50,00% 
XI - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007 
-761.876.103,00 
-2,69% 
XII - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013 
-107.317.187,00 
-0,38% 
XIII - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013 
-188.103.468,00 
-0,66% 
XIV - MUST Parcial - Parcela referente a diferença entre o MUST máximo contratado 
para o ciclo tarifário e o MUST equivalente utilizado para fins de arrecadação 
35.125,00 
0,00% 
XV - EUST Parcial- Parcela referente a arrecadação de centrais de geração com entrada 
em operação ao longo do ciclo 
346.476.975,00 
1,22% 
XVI - TOTAL Segmento Consumo: 
13.455.869.982,85 
47,49% 
XVII - Previsão de Encargos Geração e Consumo TUST-RB: (IX + XVI) 
28.155.720.694,59 
99,37% 
XVIII - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária 
TUSDg-ONS  
67.859.803,08 
0,24% 
XIX - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg-
T 
109.728.784,02 
0,39% 
XX - Previsão Total de Receitas: [XVII+XVIII+XIX] 
28.333.309.281,69 
100% 
Fonte: Nota Técnica nº 155/2021-SGT/ANEEL.
Parâmetros      Ciclo 2020-2021 [A]      Ciclo 2021-2022 [B]        Variação    Efeito %
[C=(B-
A)/Total(A)]  
                    %      
                    [C=B/A-      
                    1]      
  XV - Previsão de receita anual permitida a ser    27.384.018.696,32      27.660.751.560,97      1,0%      1,0%  
  utilizada no estabelecimento das tarifas nodais de                        
  uso do sistema de transmissão - TUST-RB                        
  XVI - Orçamento do ONS atualizado:      608.241.103,87      672.557.720,73      10,6%    0,2%  
  XVII – Passivos      0,00      0,00      -    0,0%  
  XVIII - Previsão de total de arrecadação a ser    27.992.259.800,20      28.333.309.281,69      1,2%      1,2%  
  utilizada no estabelecimento das Tarifas de Uso do                        
  Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-
RB                        
Efeito %
[C=(B-
A)/Total(A)]
PARÂMETROS      Ciclo 2021-2022      Composição
%  
  I - Receitas inicial do Segmento Geração (50%)      14.166.654.640,85    50,00%  
  II - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg    -67.859.803,08      -0,24%  
  ONS      -67.859.803,08    -0,24%  
  III - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg T      -109.728.784,02    -0,39%  
  IV - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007      761.876.103,00    2,69%  
  V - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013    107.317.187,00      0,38%  
  VI - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013    188.103.468,00      0,66%  
  VII - MUST Parcial - Parcela referente a diferença entre o MUST contratado e o MUST    -35.125,00      0,00%  
  equivalente utilizado para fins de arrecadação          0,00%  
  VIII - EUST Parcial - Parcela referente à arrecadação de centrais de geração com entrada    -346.476.975,00      -1,22%  
  em operação ao longo do ciclo      -346.476.975,00    -1,22%  
  IX- TOTAL Segmento Geração:      14.699.850.711,75    51,88%  
  X - Receita inicial Segmento Consumo (50%)      14.166.654.640,85    50,00%  
  XI - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007      -761.876.103,00    -2,69%  
  XII - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013      -107.317.187,00    -0,38%  
  XIII - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013    -188.103.468,00      -0,66%  
  XIV - MUST Parcial - Parcela referente a diferença entre o MUST máximo contratado    35.125,00      0,00%  
  para o ciclo tarifário e o MUST equivalente utilizado para fins de arrecadação          0,00%  
  XV - EUST Parcial- Parcela referente a arrecadação de centrais de geração com entrada    346.476.975,00      1,22%  
  em operação ao longo do ciclo          1,22%  
XVI - TOTAL Segmento Consumo:      13.455.869.982,85      47,49%  
  XVII - Previsão de Encargos Geração e Consumo TUST-RB: (IX + XVI)      28.155.720.694,59    99,37%  
  XVIII - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária    67.859.803,08      0,24%  
  TUSDg-ONS          0,24%  
  XIX - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg-    109.728.784,02      0,39%  
  T      109.728.784,02    0,39%  
  XX - Previsão Total de Receitas: [XVII+XVIII+XIX]      28.333.309.281,69    100%  
Composição
%

47. 
O Gráfico 1 mostra a evolução da alocação do rateio da RAP a ser arrecadada, por meio de 
TUST-RB, entre carga e geração, nos ciclos de 2012-2013 a 2021-2022. 
Gráfico 1 – Rateio da RAP arrecadada via TUST-RB entre segmento consumo e geração. 
 
Fonte: Nota Técnica nº 155/2021-SGT/ANEEL. 
48. 
Como se observa no gráfico, para o Ciclo 2021-2022, o rateio da RAP arrecadada via TUST-RB 
ficou em 47,49% para o segmento consumo e 52,51% para o segmento de geração. 
49. 
Por fim, o Gráfico 2 apresenta a evolução da TUST-RB média, em R$/kW, dos segmentos 
consumo e geração. Nota-se, que as tarifas de geração apresentam pouca volatilidade, em função das 
regras de estabilização da Resolução Normativa nº 559, de 2013. Em contrapartida, as tarifas de carga 
flutuam para absorver os reflexos dessa estabilidade das tarifas de geração. Ressalta-se que, para o Ciclo 
Tarifário 2021-2022, a TUST-RB média dos segmentos consumo e geração reduziram em 21,77% e 5,09%, 
respectivamente. 
Gráfico 2 – Evolução da TUST-RB média. 
71,16%
69,66%
57,24%
67,26%
70,97%
49,91%
54,34%
53,84%
46,85%
52,51%
28,84%
30,34%
42,76%
32,74%
29,03%
50,09%
45,66%
46,16%
53,15%
47,49%
R$28,33
R$0,00
R$5,00
R$10,00
R$15,00
R$20,00
R$25,00
R$30,00
0,00%
20,00%
40,00%
60,00%
80,00%
100,00%
120,00%
2012-2013*
2013-2014
2014-2015
2015-2016
2016-2017
2017-2018
2018-2019
2019-2020
2020-2021
2021-2022
Bilhões
Rateio da RAP
Geração
Carga
RAP

Fonte: Nota Técnica nº 151/2021-SGT/ANEEL. 
II.6. Da regra de transição da TUST 
50. 
Durante a discussão na 24ª Reunião Pública Ordinária, realizada no dia 6 de julho de 2021, 
o Diretor Efrain Pereira da Cruz pediu vistas do processo para avaliar questionamentos relacionados à 
aplicação da regra de transição da TUST, prevista no artigo 8º da Resolução Normativa nº 559, de 2013. 
51. 
Após avaliar a questão, o diretor sugeriu a abertura de Consulta Pública com a finalidade 
de discutir a aplicação da regra de transição para os geradores que participaram de leilões de energia 
antes da publicação Resolução Normativa nº 559, de 2013. 
52. 
Ciente da complexidade da discussão, acatei a sugestão do Diretor Efrain. Entendo que a 
abertura da Consulta Pública permitirá conhecermos a percepção de todos os afetados por um eventual 
afastamento da regra de transição para esses geradores específicos. Desse modo, acrescentei dispositivo 
de voto que determina à SGT a instrução de processo com essa finalidade. 
 
III – DIREITO  
53. 
O encaminhamento proposto está fundamentado nos seguintes dispositivos legais e 
normativos: (i) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; (ii) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; (iii) Lei n° 
3,68
4,04
6,21
4,40
3,97
10,91
9,06
9,55
13,73
10,74
8,52
8,49
7,39
8,11
8,10
8,52
8,36
8,62
9,17
8,70
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
TUST-RB MÉDIA (R$/KW)
Consumo
Geração

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