ANEXO LXIII 
 
Submódulo 9.4 
 
CÁLCULO DAS TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO (TUST) E TARIFA DE TRANSPORTE DE 
ITAIPU 
 
 
Versão 1.0 C

1. OBJETIVO 
 
1. Estabelecer os procedimentos utilizados para o cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão 
(TUST) e da Tarifa de Transporte de Itaipu. 
 
2. ABRANGÊNCIA 
 
2. Aplica-se às centrais de geração, autoprodutores, consumidores, importadores e exportadores de energia 
elétrica, ou seja, todos aqueles que acessam a rede básica (sistêmica), em nível de tensão igual ou superior 
à 230 kV, bem como aos novos empreendimentos de geração participantes de leilões de energia nova com 
previsão de conexão à rede básica e que não estejam em operação comercial. 
 
3. METODOLOGIA NODAL PARA CÁLCULO DA TUST-RB  
 
3. A metodologia para cálculo das tarifas e encargos nodais se baseia na estimativa de custos que os usuários 
impõem à rede nos períodos de exigência máxima, calculados a partir dos custos de investimento, operação 
e manutenção da rede mínima capaz de transportar os fluxos ocasionados em tais pontos. 
 
4. Os encargos são ajustados ao montante necessário para cobrir os custos de serviço do sistema de 
transmissão ou de distribuição, por meio de valor aditivo à tarifa de cada barra, de forma a preservar a 
relatividade dos encargos entre os diversos agentes usuários. 
 
5. Assim, metodologia nodal busca capturar a variação dos custos de expansão da rede, decorrente de um 
incremento marginal de injeção de potência, causados pelo crescimento da carga ou da geração, 
considerando as condições de demanda em que os elementos de transmissão são utilizados em 
carregamento máximo. 
 
6. Para a aplicação da metodologia são adotadas as seguintes hipóteses: 
 
i. 
utiliza-se a “rede ideal de custo mínimo”, que se refere à rede necessária para o atendimento 
da demanda a partir das usinas existentes, e que tem a mesma topologia e impedâncias da 
rede existente no horizonte de cálculo; 
ii. 
a capacidade de transmissão de cada linha e transformador da rede ideal coincide com o 
fluxo verificado no elemento, na condição de demanda considerada para o estabelecimento 
das tarifas de transmissão; e 
iii. 
admite-se que a expansão da rede de transmissão se fará utilizando as rotas existentes. Isto 
implica em considerar que é possível expandir por meio de acréscimos marginais na 
capacidade de transmissão das rotas existentes. 
7. A solução analítica do modelo é obtida a partir da rede ideal de custo mínimo em que é calculado um caso 
base de fluxo de potência linear por meio da construção da matriz de sensibilidade que relaciona os fluxos 
de potência nas diferentes linhas e transformadores com a potência injetada em cada barra do sistema. 
  
8. Esta matriz de sensibilidade é obtida a partir da matriz de impedâncias "Zbus" que se calcula como parte 
do processo de solução do fluxo de potência linear. Cada sensibilidade é definida matematicamente como: 
 
βLb = dFL
dIb
 
Onde: 
ßLb – fluxo incremental resultante no elemento L, linha ou transformador, devido ao incremento da 
demanda ou da geração na barra b;

FL – fluxo de potência no elemento L, em MW; e 
Ib – potência injetada ou retirada na barra b, em MW.  
9. Em outros termos, aumentando-se em 1 MW a carga ou a geração em uma barra do sistema, pode-se 
determinar a variação dos fluxos nas linhas e transformadores. Como se está considerando que não há folgas 
na capacidade de transmissão, tais variações acarretam investimentos para elevar marginalmente a 
capacidade desses elementos. 
 
10. A partir desses fluxos incrementais e usando custos padronizados de expansão (custos de reposição de 
linhas e subestações, parametrizados pelo comprimento das linhas, níveis de tensão e potência nominal de 
transformadores), é determinada a variação do custo de reposição da rede ideal para um aumento de 1 MW 
na geração ou na carga de cada barra do sistema, que definirá o preço nodal na barra, em R$/MW. 
 
11. Para a determinação das tarifas nodais utilizam-se custos unitários, isto é, custos normalizados pelas 
capacidades padronizadas para cada elemento do sistema. Estes são baseados em custos de reposição, 
operação e manutenção típicos do sistema de transmissão. 
 
CL = CustoL
CapL
 
Onde: 
CL – custo unitário do elemento L, em R$/MW;  
CustoL – custo de reposição do elemento L, em base anual, calculado a partir do custo total de 
reposição do elemento, em R$; e 
CapL – capacidade de transmissão do elemento L, em MW. 
12. Para a obtenção dos custos unitários das linhas de transmissão, as capacidades de transporte são 
padronizadas por nível de tensão e para os transformadores, as capacidades são padronizadas pelas 
potências nominais, conforme valores dispostos no Anexo I.  
 
13. Para o cálculo da tarifa nodal foi introduzido o fator de ponderação com limite inferior de 0% e limite 
máximo de 100% no carregamento dos elementos (linhas de transmissão e transformadores), estabelecido 
da seguinte forma: 
rL = |FL|
CapL
 
 
FpL = {
0 ; rL < rmín
rL −rmín
rmáx −rmín
; rmín ≤rL ≤rmáx
1; rL > rmáx
 
Onde 
FpL – fator de ponderação do elemento L, que representa o carregamento resultante do fluxo de 
potência linear normalizado pela capacidade do elemento L; 
rL – fator de carregamento do elemento L. 
rmáx – fator de carregamento máximo, acima do qual o fator de ponderação é 1; e

rmín – fator de carregamento mínimo, abaixo do qual o fator de ponderação é 0. 
14. Assim, determinam-se os custos (ou benefícios) associados a uma unidade de incremento na demanda 
ou na geração em cada barra do sistema de acordo com a seguinte fórmula:  
πb =
∑
βLb
nº elementos
L=1
∙CL ∙FpL 
Onde:  
πb – tarifa nodal da barra b, em R$/MW;  
ßLb – sensibilidade do elemento L em relação à barra b;  
CL – custo unitário do elemento L, em R$/MW; e 
FpL – fator de ponderação do elemento L, para carga ou geração. 
15. As tarifas nodais são estabelecidas em função de seu ponto de conexão à rede, não existindo relação 
entre pontos de injeção e pontos de retirada. Para o cálculo dessas tarifas, é definida uma barra de referência, 
advinda dos estudos de caso base de planejamento e única para todo o sistema, em que são compensadas 
as variações de injeção nas demais barras. Sendo assim, esta prerrogativa é considerada na equação acima, 
uma vez que os fatores βLb dependerão da referência escolhida. 
3.1. AJUSTE DAS TARIFAS PARA COBERTURA TOTAL DA RECEITA ANUAL PERMITIDA – RAP  
 
16. Os custos de transmissão da rede básica são remunerados às transmissoras por meio da RAP. Esta receita 
é arrecadada por meio dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão (EUST), que são pagos pelos usuários 
da rede básica. 
 
17. Denomina-se EUST, o valor resultante do produto entre a TUST-RB e o Montante de Uso do Sistema de 
Transmissão – MUST contratado pelos usuários nos pontos de conexão com a rede básica, por meio dos 
Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST). 
 
18. Entretanto, os encargos resultantes da aplicação da tarifa nodal, que representa a parcela locacional da 
TUST-RB, não são suficientes para recuperar a RAP total provisionada no cálculo das tarifas. Desta forma, 
adiciona-se às tarifas nodais uma parcela aditiva, constante em R$/MW, garantindo o total de receita a ser 
arrecadada: 
𝑇𝑈𝑆𝑇−𝑅𝐵𝐵= 𝜋𝐵+ 𝐾𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑜𝑢 𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜𝐵  
19. A parcela aditiva para o segmento geração (Kgeração) é calculada: 
 
𝐾𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜=
RAPgeração −∑
πb
Nb
b=1
∗Pb
∑
Pb
Nb
i=b
 
 
𝑅𝐴𝑃𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜= 𝑅𝐴𝑃∗%𝐺 
Onde: 
πb – tarifa nodal da barra b, em R$/MW; 
Pb – MUST contratado em regime permanente pelo segmento geração em cada barra do sistema 
(MW); 
Nb – número de barras da rede de transmissão;

RAPgeração – parcela da receita anual permitida a ser recuperada pelos geradores (R$/ano); e 
%G – percentual inicial estabelecido ao segmento geração para provisionamento da RAP, definido 
em 50%. 
20. A parcela aditiva para o segmento consumo (Kconsumo) é determinada de forma semelhante, de modo que: 
𝐾𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜= RAPconsumo −∑
πb
Nb
b=1
∗Db
∑
Db
Nb
i=b
 
𝑅𝐴𝑃𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜= 𝑅𝐴𝑃∗%𝐷 
Onde: 
Db – MUST contratado em regime permanente pelo segmento consumo em cada barra do sistema 
(MW); 
RAPconsumo – parcela da receita anual permitida a ser recuperada pelas cargas(R$/ano); e 
%D – percentual inicial estabelecido ao segmento consumo para provisionamento da RAP, definido 
em 50%. 
 
4. PROCEDIMENTOS GERAIS PARA CÁLCULO DA TUST-RB  
 
21. As TUST serão aplicadas em base mensal, considerando a metodologia descrita na seção 3, considerando 
as disposições a seguir. 
 
22. O limite mínimo da TUST-RB deve ser 50% da Tarifa Equivalente Uniforme (TEU) de cada segmento, 
calculada da seguinte forma: 
 
 
                                                        𝑇𝐸𝑈𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜=
RAPgeração
∑
Pb
Nb
b=1
               𝑇𝐸𝑈𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜=
RAPconsumo
∑
Db
Nb
b=1
 
 
 
23. Os encargos de uso do sistema de transmissão deverão ser suficientes para a prestação deste serviço e 
serão devidos aos respectivos concessionários e ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), 
observando: 
i. 
as receitas anuais permitidas para as empresas concessionárias de transmissão, 
determinadas pela ANEEL; 
ii. 
a parcela do orçamento anual do ONS a ser coberta por estes encargos, conforme 
estabelecido no seu Estatuto e aprovada pela ANEEL;  
iii. 
passivos financeiros excepcionais aprovados pela ANEEL; e 
iv. 
a compensação de déficit ou superávit do exercício anterior, contabilizado anualmente pelo 
ONS e aprovado pela ANEEL. 
24. As perdas elétricas nos sistemas de transmissão para fins de contabilização e liquidação serão tratadas 
pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), de acordo com as regras específicas. 
 
25. Deverão ser considerados os Montantes de Uso do Sistema de Transmissão (MUST) contratados pelos 
usuários em regime permanente, de acordo com as Regras de Transmissão. 
 
26. Para o segmento geração, será descontada as Parcelas TUSDg-T e TUSDg-ONS definidas no Submódulo 
7.4 do Proret, por meio de parcela aditiva para formação da TUST-RB.

27. Para o segmento consumo, será considerado os ajustes de arrecadação por meio de parcela aditiva 
decorrentes dos itens 6.1 e 7.3, especificamente. 
 
28. O fator de ponderação será calculado considerando rmín igual a 0% e rmáx igual a 100%. 
 
29. Deverá ser utilizada as capacidades nominais de longa duração constantes dos Contratos de Prestação 
de Serviços de Transmissão (CPST) para fins de definição da CapL. 
 
30. Deverá ser utilizado os custos-padrão estabelecidos a partir do Banco de Preços de Referência ANEEL e 
cadastrados no SIGET, conforme Anexo I, para definição dos custos de reposição (CustoL). 
 
31. Deverá ser utilizado caso base de fluxo de potência com a configuração anual do Sistema Interligado 
Nacional (SIN), considerando: 
 
i. 
o despacho de todas as centrais de geração de forma proporcional aos MUST contratados 
em regime permanente, de forma a manter o equilíbrio entre carga e geração em cada 
submercado do SIN; 
ii. 
as instalações em operação comercial e as com previsão de entrada em operação no 
horizonte de cálculo; e 
iii. 
a modelagem dos efeitos da etapa de motorização de cada central de geração. 
 
5. TUST-RB DO SEGMENTO GERAÇÃO 
 
32. As TUST-RB do segmento geração serão controladas por ponto de conexão de Rede Básica, a partir de 
métrica denominada de envoltória tarifária, descrita a seguir: 
 
i. 
Para o primeiro ciclo de aplicação (ciclo N-1), considerar a TUST Controlada (TC) por ponto 
de conexão de Rede Básica igual à TUST calculada na Barra (TB), também denominada de 
Tarifa de Partida (TP): 
 
𝑇𝐶𝑁−1 = 𝑇𝐵𝑁−1 
 
ii. 
A partir do segundo ciclo (ciclo N), considerar o seguinte mecanismo de controle tarifário: 
 
 
𝐿𝑆𝑁= (𝑃𝑇𝐶 𝑇𝐶𝑁−1 + 𝑃𝑇𝐵 𝑇𝐵𝑁 ) × [1 + (|𝐼𝐴𝑇𝑁 | + 𝑟𝑒)] 
 
 
𝐿𝐼𝑁= (𝑃𝑇𝐶 𝑇𝐶𝑁−1 + 𝑃𝑇𝐵 𝑇𝐵𝑁 ) × [1 −(|𝐼𝐴𝑇𝑁 | + 𝑟𝑒)] 
 
𝑇𝐶𝑁= {
𝑇𝐵𝑁,
𝐿𝐼𝑁≤𝑇𝐵𝑁≤𝐿𝑆𝑁
𝐿𝑆𝑁,
𝑇𝐵𝑁> 𝐿𝑆𝑁
𝐿𝐼𝑁,
𝑇𝐵𝑁< 𝐿𝐼𝑁
 
 
Onde, 
 
N – ciclo tarifário de aplicação do controle tarifário; 
TB – TUST-RB da Barra calculada anualmente; 
PTB – Participação da TUST da Barra calculada anualmente, definida em 20%; 
TC – TUST-RB Controlada da barra; 
PTC – Participação da TUST Controlada, definida em 80%;

LS – Limite Superior; 
LI – Limite Inferior; 
IAT – Índice de Atualização da Transmissão (%); e 
re – Risco de expansão da transmissão, definido em 5%. 
 
33. O IAT será calculado considerando a seguinte equação: 
 
IATi = (IGP-Mj x CIGP-Mi) + (IPCAj x CIPCAi) 
 
Onde: 
IATi – Índice de Atualização da Transmissão no ciclo tarifário i; 
IGP-Mj – IGP-M acumulado no ciclo tarifário j; 
IPCAj – IPCA acumulado no ciclo tarifário j; 
CIGP-Mj – Proporção da RAP das instalações de Rede Básica em operação com contratos de 
concessão reajustados por IGP-M no início do ciclo tarifário i; 
CIPCA j – Proporção da RAP das instalações de Rede Básica em operação com contratos de concessão 
reajustados por IPCA no início do ciclo tarifário i; 
i – ciclo tarifário atual; e 
j – ciclo tarifário anterior, que considera os índices de maio do ciclo (i-2) a maio do ciclo (i-1). 
34. A partir da edição desse regulamento, o IAT manterá seu histórico inalterado, atualizando apenas os 
índices relacionados ao período do ciclo j. 
 
35. As TUST-RB das centrais de geração cuja remuneração seja integralmente oriunda de cotas de garantia 
física destinadas ao atendimento do Ambiente de Contratação Regulada (ACR) serão aquelas efetivamente 
obtidas para cada ciclo tarifário mediante cálculo anual (TB), não se aplicando o disposto nos parágrafos 32 
e 33. 
 
36. As TUST-RB poderão ser estimadas pelas centrais de geração a partir das Tarifas Controladas (TC) 
homologadas a cada ciclo por ponto de conexão de Rede Básica. 
 
37. A Tarifa de Partida (TP) para o controle tarifário dos pontos de conexão de Rede Básica ainda não 
homologados no ciclo tarifário, relacionados à participação de novas centrais de geração em leilões do ACR, 
será estabelecida previamente ao certame desde que: 
 
i. 
o novo ponto de conexão seja oriundo de novo sistema de transmissão integrante de Rede 
Básica planejado estritamente para o escoamento da geração relacionada ao leilão do ACR, 
de modo que a tarifa de partida para o controle tarifário será obtida mediante cálculo 
prospectivo no ciclo previsto para início de suprimento a partir de base de dados elaborada 
pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) com base no Plano Decenal de Energia Elétrica 
(PDE) e de RAP prospectiva calculada nos termos da seção 8; 
ii. 
A Tarifa de Partida (TP) será válida em caso de êxito no certame e contratação do ponto de 
conexão declarado no leilão mediante celebração do Contrato de Uso do Sistema de 
Transmissão (CUST); e 
iii. 
 A Tarifa de Partida será atualizada pelo IAT para a referência do ciclo imediatamente 
anterior ao ciclo previsto para a entrada em operação do respectivo ponto de conexão.

38. Seccionamento de Linhas de Transmissão de Rede Básica não é considerado novo sistema de transmissão 
planejado, de modo que não ensejará o cálculo descrito no parágrafo anterior. 
 
39. Para os casos de TUST-RB de pontos de conexão de Rede Básica ainda não homologados, as centrais de 
geração poderão estimar a partir das tarifas da barra (TB) calculadas nos pontos de conexão adjacentes ao 
ponto de interesse. 
 
40. No âmbito da Apuração Mensal dos Serviços e Encargos de Transmissão (AMSE), fica o ONS autorizado a 
definir os EUST considerando as TUST-RB homologadas: 
 
i. 
para cada ponto de conexão contratado (caso geral); ou  
ii. 
nominalmente para cada central de geração, caso se conforme nos termos do parágrafo 35 
ou dos procedimentos transitórios definidos na seção 10.  
41. Caso alguma central de geração celebre CUST e não haja TUST-RB homologada para o ponto de conexão 
de Rede Básica contratado, o ONS deverá aplicar a Tarifa Controlada (TC) homologada do ponto de conexão 
eletricamente mais próximo até o ciclo tarifário subsequente, quando o ponto de conexão contratado 
passará a ser modelado na base de dados, considerando a tarifa aplicada no ciclo anterior como de partida 
(TP) para a envoltória tarifária. 
 
42. Para as centrais geradoras associadas, a TUST será única para o conjunto associado e será estabelecida 
nas apurações mensais de serviços e encargos de transmissão pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – 
ONS após a celebração do respectivo Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST da seguinte forma: 
 
𝑇𝑈𝑆𝑇 𝑎𝑠𝑠𝑜𝑐𝑖𝑎çã𝑜=
∑
𝑇𝑈𝑆𝑇𝑔𝑖× 𝑀𝑈𝑆𝑇𝑔𝑖
𝑛
𝑖=1
∑
𝑀𝑈𝑆𝑇𝑔𝑖
𝑛
𝑖=1
 
 
 
Onde: 
 
TUSTg – TUST-RB calculada pela ANEEL aplicável para cada central de geração integrante do conjunto 
associado; 
MUSTg – Parcela do Montante de Uso do Sistema de Transmissão – MUST contratado declarada para 
cada central geradora integrante do conjunto associado; 
I – central geradora participante da associação; e 
n – total de centrais geradoras participantes da associação. 
 
43. Aplicam-se às centrais geradoras associadas as demais condições estabelecidas neste regulamento. 
 
6. TUST DO SEGMENTO CONSUMO 
 
6.1. TUST-RB DO SEGMENTO CONSUMO 
 
44. As TUST-RB do segmento consumo serão estabelecidas a cada ciclo tarifário, nos horários de ponta e fora 
ponta, com o montante a ser arrecadado rateado de forma proporcional ao total de MUST contratado em 
regime permanente e em cada horário. 
 
45. As diferenças anuais apuradas a cada ciclo tarifário, para mais ou para menos, entre as TUST-RB 
estabelecidas para o segmento geração e aquelas efetivamente obtidas para o mesmo ciclo mediante 
simulação anual (TB), serão contabilizadas e atribuídas ao segmento consumo do SIN de forma proporcional 
aos MUST contratados em regime permanente. 
 
46. No âmbito da AMSE, caso algum usuário do segmento consumo celebre CUST e não haja TUST-RB 
homologada para o ponto de conexão contratado, o ONS deverá aplicar a tarifa homologada do ponto de 
conexão eletricamente mais próximo até o ciclo tarifário subsequente, quando o ponto de conexão 
contratado passará a ser modelado na base de dados.

6.2. TUST-FR DAS DISTRIBUIDORAS E PERMISSIONÁRIAS 
 
47. A RAP associada às instalações de fronteira deve considerar as parcelas relacionadas aos transformadores 
e conexões com tensão primária igual ou superior a 230 kV pertencentes à Rede Básica e as instalações 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso compartilhado, bem como a parcela de 
ajuste proveniente das diferenças entre a RAP e o valor recebido das distribuidoras no ciclo anterior, nos 
termos do Submódulo 9.3 do PRORET. 
 
48. A TUST-FR será obtida a partir do rateio do valor total da RAP e PA pelo somatório dos MUST contratados 
em regime permanente e em cada ponto de conexão, pelas respectivas distribuidoras e permissionárias, nos 
postos tarifários de ponta e fora de ponta. 
 
49. No âmbito da AMSE, caso algum usuário do segmento consumo celebre CUST e não haja TUST-FR 
homologada para o ponto de conexão contratado, o ONS deverá: 
 
i. 
aplicar a tarifa homologada para os pontos de conexão pertencentes à Rede Básica de 
Fronteira/DIT compartilhada, caso o ponto de conexão faça parte dessas instalações; ou 
ii. 
solicitá-la à ANEEL, caso contrário. 
 
7. BASE DE DADOS DA TUST 
 
50. A Base de Dados para cálculo da TUST deverá ser colocada em Tomada de Subsídios a cada ciclo tarifário, 
para que a sociedade possa excrutiná-la, de modo a propiciar a participação pública e a promoção da 
qualidade dos dados a serem utilizados no cálculo. 
 
51. Deverá ser representada a rede elétrica em operação comercial acrescida das instalações previstas para 
entrarem em operação comercial até o fim do ciclo tarifário sob cálculo, conforme dados disponibilizados no 
SIGET. 
 
52. Após a homologação da Base de Dados pela ANEEL, ela se torna blindada, não podendo haver alterações 
posteriores. 
 
7.1. REPRESENTAÇÃO DA CARGA 
 
53. A representação da carga na base de dados de cálculo da TUST do ciclo tarifário deve considerar as 
premissas elencadas abaixo: 
 
i. 
A representação da carga das distribuidoras e das unidades consumidoras com acesso à Rede 
Básica deve considerar a média dos MUST efetivamente contratados na modalidade 
permanente para o ciclo tarifário sob cálculo; 
ii. 
Para os CUST que apresentem mais de um valor de MUST em seus anexos, o MUST 
representado deve ser aquele aderente à rede elétrica prevista para o ciclo tarifário sob 
cálculo; e 
 
iii. 
Para CUST em outras modalidades, a unidade consumidora ou distribuidora ou importadora 
deve ser representada: 
 
iii.a) com valor da carga igual a 0,1 MW, quando a barra associada não tenha outra carga em 
regime permanente; ou 
iii.b) com valor de carga igual a zero, caso a barra já possua carga em regime permanente.

7.2. REPRESENTAÇÃO DA GERAÇÃO 
 
54. A representação da geração na base de dados de cálculo da TUST do ciclo tarifário deve considerar as 
premissas elencadas abaixo: 
 
i. 
Representação da geração com acesso à Rede Básica deve considerar o maior MUST 
efetivamente contratado na modalidade permanente para o ciclo tarifário sob cálculo, 
proporcionalmente a cada ponto de conexão contratado; e 
ii. 
Para CUST em outras modalidades, a central de geração não deve ser representada na base 
de dados. 
 
55. A ANEEL poderá adotar critérios mais restritivos de representação dos geradores a serem inclusos na 
arrecadação do ciclo tarifário, a depender da evolução dos cronogramas de implantação dos 
empreendimentos de geração e transmissão associados ao escoamento da energia produzida. 
 
7.3. MECANISMOS DE AJUSTE DE ARRECADAÇÃO 
 
56. Os mecanismos de ajuste de arrecadação são denominados de MUST Parcial e EUST Parcial, justificados 
pela finalidade de evitar a majoração dos encargos de uso por parte do segmento geração, e consequente 
déficit de receita ao fim do ciclo, assegurando assim, a arrecadação de recursos suficientes para cobertura 
dos custos dos sistemas de transmissão, conforme preconizado na alínea a, inciso XVIII, do art. 3º da Lei nº 
9.427, de 1996. 
 
57. Cumpre destacar que caso esses recursos não sejam provisionados para pagamento no ciclo tarifário, 
eles serão pagos por meio de Parcela de Ajuste no próximo ciclo. Assim, o provisionamento permite 
identificar um montante de recurso que, de outra forma, seria considerado uma incerteza até a apuração 
pelo ONS da Parcela de Ajuste. Portanto, as parcelas MUST Parcial e EUST Parcial não representam custos 
adicionais, mas a redução da incerteza associada ao acréscimo de valores positivos à Parcela de Ajuste.  
 
7.3.1 MUST PARCIAL 
 
58. As centrais de geração devem declarar montantes de uso conforme cronograma contido no respectivo 
ato de outorga, conforme Regras de Transmissão. 
 
59. Desta forma, as usinas que passam por período de motorização até atingir a potência outorgada 
contratam MUST que reflita esse processo, ensejando na apuração de encargos de uso que variam ao longo 
do ciclo de forma crescente.  
 
60. Ocorre que o cálculo tarifário comporta apenas um valor de MUST, dado pela máxima potência injetável 
a fim de refletir a máxima utilização da rede pelo usuário. Dessa forma, a arrecadação fica majorada por um 
montante que não será utilizado para apurar todos os encargos de uso do ciclo, gerando um déficit de 
arrecadação. Portanto, faz-se necessário implementar mecanismo que ajuíze o pagamento mais preciso da 
usina, chamado de MUST Parcial.  
 
61. Neste cálculo adota-se o conceito do MUST equivalente, dado pela razão entre o somatório dos MUST 
escalonados no ciclo tarifário e os 12 meses do ciclo, que representa a parcela de contribuição da central de 
geração no rateio da receita a ser arrecadada no ciclo. 
 
62. A arrecadação mensal associada à rubrica MUST Parcial é dada pela multiplicação do resultado da 
diferença entre o MUST máximo contratado no ciclo e o MUST equivalente pela respectiva TUST-RB.

7.3.2. EUST PARCIAL 
 
63. As centrais de geração devem contratar o uso do sistema de transmissão conforme as datas estabelecidas 
na outorga, nos termos das Regras de Transmissão, de modo que o início de execução do MUST pode ocorrer 
em qualquer mês do ciclo tarifário. 
 
64. Contudo, o cálculo tarifário considera as usinas com pagamentos constantes durante o ciclo, num total 
de 12 meses, ocasionando a majoração dos encargos de uso pelas novas centrais de geração. Dessa forma, 
faz-se necessário implementar mecanismo que determine o real pagamento da usina, desde o início da 
contratação, denominado de EUST Parcial. 
 
7.4. CUSTOS DE REPOSIÇÃO 
 
65. Os custos de reposição das instalações modeladas na base de dados deverão ser compostos de acordo 
valores dispostos no Anexo I, obtidos a partir do Banco de Preços de Referência ANEEL, nos termos da Nota 
Técnica nº 092/2013-SRT/ANEEL disponibilizada na Audiência Pública nº 040/2013.  
 
7.5. TRATAMENTO DAS INSTALAÇÕES DE CORRENTE CONTÍNUA 
 
66. A metodologia nodal empregada para o cálculo tarifário não trata especificamente das instalações de 
corrente contínua, cujo fluxo de potência utilizado para encontrar as relatividades entre as TUST-RB tem por 
origem um despacho pré-definido dos geradores, de forma proporcional à potência contratada. 
 
67. Ocorre que os fluxos de potência em instalações de corrente contínua são determinados pelo Operador 
do sistema. Caso se estabeleçam os fluxos nas instalações de corrente contínua, fica calculado o custo 
arrecadado na instalação em questão. Assim, o nível da TUST-RB dos empreendimentos com sensibilidade 
positiva e negativa em relação àquela instalação passa a ser afetada pelo critério de determinação do fluxo 
de potência na instalação. 
 
68. Sendo assim, para o cálculo da TUST-RB, as instalações de corrente contínua devem ser modeladas como 
circuitos de corrente alternada equivalentes pelo ONS, em termos de parâmetros elétricos, a fim de que o 
fluxo nos elementos seja resultado da convergência do fluxo de potência, como nas demais instalações 
modeladas. 
 
69. Para o caso da energia proveniente das usinas hidrelétricas UHE Santo Antônio e Jirau, há que se 
considerar que o escoamento ocorre por meio de dois bipolos de corrente contínua ± 600 kV e de dois 
sistemas de conversoras de Corrente Alternada (CA)/Corrente Contínua (CC) back-to-back 500/230 kV. 
 
70. De forma a evitar que a modelagem leve a fluxo de potência somente pelo elo de corrente contínua, as 
usinas devem ser modeladas de modo a escoar a potência de forma proporcional à capacidade dos 
equipamentos (bipolos e back-to-back). Assim, 90% da capacidade total de geração utilizam os bipólos de 
corrente contínua, enquanto os restantes 10% da capacidade de geração utilizam as conversoras back-to-
back. 
 
71. Caso outros sistemas de transmissão sejam construídos para que o escoamento de uma mesma usina se 
dê em circuitos de corrente alternada e em circuitos de corrente contínua concomitantemente, o ONS está 
autorizado a modelar o escoamento da central de geração de forma proporcional à capacidade dos 
equipamentos CA/CC envolvidos no acesso ao sistema. 
 
8. RAP PROSPECTIVA 
 
72. As RAPs prospectivas são calculadas a partir da RAP homologada no ciclo tarifário vigente e utilizadas 
para o cálculo da TUST-RB descrito no parágrafo 37. Para estimar o incremento de receita associada à

expansão prevista para a Rede Básica no horizonte de cálculo, parte-se da RAP inicial para o ciclo tarifário 
sem componentes financeiros imprevisíveis, como a Parcela de Ajuste – PA e Outros Ajustes. 
 
73. A RAP inicial é composta de:  
 
i. 
Parcela da RAP referente às instalações de transmissão Licitadas – RBL;  
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;  
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;  
iv. 
Parcela da RAP correspondente às melhorias nas instalações de transmissão, conforme 
REN nº 443, de 2011 – RMEL;  
v. 
Interligações Internacionais – REQNI; 
vi. 
Previsão de receita para novas instalações de transmissão no ciclo; e 
vii. 
outras que porventura vierem a ser criadas. 
 
74. A RAP do ciclo inicial deve desconsiderar os componentes financeiros imprevisíveis, tais como: passivos 
excepcionais, Parcelas de Ajuste e Outros Ajustes, pois possuem característica provisória de ajuste de 
recursos entre ciclos tarifários, não se perpetuando nas receitas futuras. 
 
75. Importante salientar que as parcelas de RBL, RBNI, REQNI e RMEL da RAP inicial somente alcançam o ciclo 
tarifário objeto do cálculo. Para o cálculo da RAP Prospectiva faz-se necessário adicionar: 
 
i. 
as receitas estimadas subsequentes das ampliações de instalações de Rede Básica – 
caracterizadas como estimativas da RBL;  
ii. 
as receitas estimadas subsequentes referentes à substituição das instalações com vida útil 
regulatória esgotada – caracterizadas como estimativas da RMEL; 
iii. 
as receitas estimadas subsequentes referentes às novas instalações autorizadas – 
caracterizadas como estimativas da RBNI; e 
iv. 
outras que porventura vierem a ser criadas. 
 
76. As estimativas das receitas subsequentes relacionadas a expansão da Rede Básica para consecução das 
RAPs prospectivas serão formadas pela agregação das componentes dispostas abaixo, a partir da RAP inicial: 
 
i. 
as receitas dos empreendimentos outorgados na Rede Básica e Interligações 
Internacionais, classificadas como RBL, RBNI, RMEL e REQNI, constantes do Sistema de 
Gestão da Transmissão – SIGET, e previstos no horizonte do PDE para entrada em 
operação comercial; 
 
ii. 
as estimativas das receitas dos empreendimentos não outorgados na Rede Básica e 
Interligações Internacionais (estimativa das parcelas de receita classificadas como RBL, 
RBNI e REQNI), obtidas a partir dos investimentos constantes do PET/PELP 
compreendidos no horizonte do PDE para entrada em operação comercial;  
 
iii. 
os efeitos decorrentes da Portaria MME nº 120/2016; 
 
iv. 
a redução devido ao perfil degrau (redução de 50% no 16º ano) constante em contratos 
de concessão de transmissão celebrados entre 2000 e 2007. 
 
77. Para as estimativas associadas ao item (ii):

i. 
os investimentos do PET/PELP deverão ser atualizados pelo IAT até a data de referência 
do ciclo tarifário sob cálculo; 
 
ii. 
Sobre o valor obtido em (i), aplica-se o REIDI médio de 91,67%, calculado a partir do 
índice referente à linha de transmissão (91,90%) e do índice referente à subestações 
(91,44%). Tais valores foram obtidos a partir da Resolução Homologatória ANEEL nº 
1.706, de 2014, que estabelece em seu art. 1º os valores devidos ao Regime Especial de 
Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI a serem aplicados para 
linhas de transmissão e subestações; e 
 
iii. 
Por fim, aplica-se a metodologia constante do Submódulo 9.7 do PRORET para a definição 
das estimativas de receita dos empreendimentos não outorgados previstos no PET/PELP, 
considerando o WACC1, TFSEE e P&D homologados pela ANEEL, bem como a Taxa Média 
de Depreciação – TMD igual a 0,33% (1/30 anos). 
 
9. TARIFA DE TRANSPORTE DE ITAIPU 
 
78. As instalações de transmissão dedicadas à usina hidrelétrica de Itaipu são remuneradas diretamente por 
meio da tarifa de transporte de Itaipu, que é definida como a razão entre os encargos de conexão das 
instalações no ciclo tarifário em análise, adicionada à parcela de ajuste do período, e a potência média 
contratada pelos cotistas-partes para o ano civil. 
 
𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝑑𝑒 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑝𝑜𝑟𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢= EC Itaipuciclo tarifário + PA Itaipuciclo tarifário + PA PM Itaipu
PM Itaipuano civil ∗12
 
Onde: 
Tarifa de Transporte de Itaipu – tarifa mensal de transporte de energia elétrica proveniente de 
Itaipu a ser aplicada aos seus cotistas-parte, em R$/MW; 
EC Itaipu – encargo de conexão anual, referente às instalações de conexão dedicadas à Itaipu, não 
integrantes da rede básica, durante o ciclo tarifário, em R$; 
PA Itaipu – parcela de ajuste referente aos déficits ou superávits de receita entre o valor devido e 
o apurado, referente às instalações de conexão dedicadas à Itaipu, durante o ciclo tarifário vigente, 
em R$;  
PA PM Itaipu – parcela de ajuste referente as variações de potência contratada decorrentes do 
descasamento entre ano civil e ciclo tarifário, em R$; e 
PM Itaipu – potência média contratada pelas distribuidoras por meio de cotas-parte a cada ano 
civil, em MW. 
79. A potência de Itaipu contratada pelo Brasil é vendida por meio de cotas-parte às distribuidoras de energia 
elétrica das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, de acordo com o mercado dessas empresas. Desta forma, 
para cada ano civil subsequente, a ANEEL publica, em resolução homologatória específica, as cotas-parte e 
os montantes de potência contratada e energia vinculada referente à Itaipu, que deverão ser repassados às 
distribuidoras. 
 
80. Os valores dos encargos de conexão e das PAs são reajustados monetariamente com a aplicação do IVI 
nos termos estabelecidos no contrato de concessão associado a essas instalações. 
 
10. PROCEDIMENTOS TRANSITÓRIOS 
 
 
1 Weighted Average Cost of Capital

81. As TUST-RB homologadas anteriormente à edição desse regulamento, nos termos das Resoluções 
Normativas nº 267/2007 e nº 559/2013, devem ser mantidas durante os prazos de validade inicialmente 
estabelecidos e atualizadas monetariamente pelo IAT. Ademais, a partir da publicação desse regulamento 
não serão homologadas novas tarifas estabilizadas nos termos das referidas Resoluções. 
 
82. As TUSDg associadas às centrais de geração vencedoras de leilão que alteraram seus acessos 
posteriormente ao certame para a Rede Básica, nos termos do §3º do art. 20-A da Resolução Normativa nº 
349/2009, terão seus valores mantidos como TUST-RB durante 10 ciclos tarifários a contar daquele da 
entrada em operação comercial das centrais de geração prevista no edital, sendo apenas atualizadas 
monetariamente pelo IAT nesse período. Terminando a citada validade, as TUST-RB passam a ser 
estabelecidas conforme metodologia vigente aplicada às demais centrais de geração que acessam à Rede 
Básica. 
 
83. A mudança de regime metodológico das tarifas atualmente homologadas para a métrica descrita na 
seção 5 incorrerá em alguma das seguintes condições: 
 
i. 
Para as TUST-RB homologadas nos termos da Resolução Normativa nº 267/2007, caso tenha 
findado o prazo de validade do conjunto de TUST-RB homologado; 
ii. 
Para as TUST-RB homologadas nos termos da Resolução Normativa nº 559/2013, nas 
seguintes condições: 
ii.a) vencida a validade da outorga da central de geração vencedora de leilão do ACR, com 
TUST-RB pré-estabelecida ao certame; ou 
ii.b) para a central de geração não conformada no item (ii.a) desde que: vencida a validade 
de 10 ciclos tarifários da TUST-RB ou da outorga; ou tenha a outorga renovada, prorrogada 
ou relicitada, o que ocorrer primeiro dentre os critérios deste item. 
iii. 
Alteração de ponto de conexão em relação ao considerado no estabelecimento da TUST-RB; 
ou 
iv. 
Aumento acima de 10% da máxima potência injetável considerada no estabelecimento da 
TUST-RB. 
 
84. A mudança de regime metodológico de que trata o parágrafo 83, deverá considerar período de transição 
a fim de atenuar variações tarifárias abruptas entre a TUST-RB Nova recalculada e a Vigente antes do 
recálculo, atualizada pelo IAT para a mesma referência de preços da TUST-RB nova, nos seguintes termos: 
 
TUST-RB Ciclo 1 = 1/3 x TUST-RB Nova + 2/3 x TUST-RB Vigente 
 
TUST-RB Ciclo 2 = 2/3 x TUST-RB Nova + 1/3 x TUST-RB Vigente 
 
85. O parágrafo 84 aplica-se indistintamente a todo o segmento geração para quaisquer movimentos 
tarifários (aumentos ou reduções), exceto: 
 
i. 
Para as centrais de geração cuja remuneração seja integralmente oriunda de cotas de 
garantia física destinadas ao atendimento do ACR; 
ii. 
Para as centrais relativas ao item (i) que alterarem seu regime para qualquer outro que 
enseje a comercialização de energia elétrica; e 
iii. 
A partir do ciclo 2022/2023, para as centrais de geração cuja TUST estabilizada tenha sido 
fixada nos termos da Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007. 
86. Excepcionalmente, para as centrais de geração que tiveram a TUST estabilizada fixada nos termos da 
Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007, e reduzida com a aplicação do cálculo da transição de 
que trata o caput do art. 8º da Resolução Normativa nº 559/213 até o ciclo tarifário 2021/2022, os valores

resultantes devido à aplicação desta regra de transição deverão ser creditados para essas centrais geradoras 
no ciclo tarifário 2022/2023 devidamente atualizado pelo Índice de Atualização de Transmissão – IAT. 
 
87. No ciclo 2022/2023 se dará o início (ciclo N-1) da métrica disposta na seção 5 para estabelecimento das 
Tarifas de Partida dos pontos de conexão de Rede Básica modelados neste ciclo. 
 
11. GLOSSÁRIO 
 
88. Na tabela abaixo, estão listadas as definições dos termos utilizados neste submódulo. 
 
Informação 
Unidade 
Definição 
ACR 
--- 
Ambiente de Contratação Regulado 
AMSE 
--- 
Apuração Mensal dos Serviços e Encargos de Transmissão 
Barra 
--- 
Ponto de Conexão 
CUST 
--- 
Contrato de Uso do Sistema de Transmissão. 
Cotas-parte 
de Itaipu 
% 
Percentuais referentes à produção de Itaipu atribuídos às distribuidoras 
das regiões Centro Oeste, Sudeste e Sul. 
DIT 
--- 
Demais Instalações de Transmissão 
Potência 
contratada 
Itaipu 
MW 
Potência a contratada pelas distribuidoras por meio de cotas-partes a 
cada ano civil junto à ELETROBRAS, referentes à Itaipu. 
EC 
R$ 
Encargo de Conexão às Instalações de Transmissão. 
EUST 
R$ 
Encargos de Uso do Sistema de Transmissão. 
IAT 
% 
Índice de Atualização da Transmissão. 
IGP-M 
% 
Índice Geral de Preços ao Mercado publicado pela Fundação Getúlio 
Vargas – FGV. 
IPCA 
% 
Índice de Preços ao Consumidor Amplo publicado pelo Instituto Brasileiro 
de Geografia e Estatística – IBGE. 
IVI 
% 
Índice de Variação da Inflação definido no contrato de concessão de 
transmissão.
Informação  Unidade  Definição
ACR  ---  Ambiente de Contratação Regulado
AMSE  ---  Apuração Mensal dos Serviços e Encargos de Transmissão
Barra  ---  Ponto de Conexão
CUST  ---  Contrato de Uso do Sistema de Transmissão.
Cotas-parte
de Itaipu  %  Percentuais referentes à produção de Itaipu atribuídos às distribuidoras
das regiões Centro Oeste, Sudeste e Sul.
DIT  ---  Demais Instalações de Transmissão
Potência
contratada
Itaipu  MW  Potência a contratada pelas distribuidoras por meio de cotas-partes a
cada ano civil junto à ELETROBRAS, referentes à Itaipu.
EC  R$  Encargo de Conexão às Instalações de Transmissão.
EUST  R$  Encargos de Uso do Sistema de Transmissão.
IAT  %  Índice de Atualização da Transmissão.
IGP-M  %  Índice Geral de Preços ao Mercado publicado pela Fundação Getúlio
Vargas – FGV.
IPCA  %  Índice de Preços ao Consumidor Amplo publicado pelo Instituto Brasileiro
de Geografia e Estatística – IBGE.
IVI  %  Índice de Variação da Inflação definido no contrato de concessão de
transmissão.

Informação 
Unidade 
Definição 
MUST 
MW 
Montante de Uso do Sistema de Transmissão. 
PA  
R$ 
Parcela de Ajuste.  
Parcela 
TUSDgONS 
R$ 
Parcela arrecadada por meio da componente TUSDg-ONS, referente ao 
custeio do ONS, em função de geradores que acessam Redes Unificadas. 
Parcela 
TUSDg-T 
R$ 
Parcela arrecadada por meio da componente TUSDg-T, referente aos 
geradores em Redes Unificadas que exportam para a Rede Básica. 
PDE 
--- 
Plano Decenal de Energia Elétrica 
P&D 
% 
Taxa de Pesquisa e Desenvolvimento 
PET 
--- 
Plano de Expansão da Transmissão 
PELP 
--- 
Plano de Expansão de Longo Prazo 
RAP 
R$ 
Receita Anual Permitida. 
RU 
--- 
Redes Unificadas (redes de âmbito de distribuição em tensão de 88 kV e 
138 kV) 
RB 
--- 
Rede Básica 
SIGET 
--- 
Sistema de Gestão da Transmissão 
Tarifa de 
Itaipu 
R$/MW 
Tarifa mensal de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu a 
ser aplicada aos seus cotistas-parte. 
TFSEE 
% 
Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica 
TMD 
% 
Taxa Média de Depreciação 
TUSDg 
R$/kW.mês 
Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição associada às centrais de 
geração conectadas em Redes Unificadas.
Informação  Unidade  Definição
MUST  MW  Montante de Uso do Sistema de Transmissão.
PA  R$  Parcela de Ajuste.
Parcela
TUSDg
ONS  R$  Parcela arrecadada por meio da componente TUSDg-ONS, referente ao
custeio do ONS, em função de geradores que acessam Redes Unificadas.
Parcela
TUSDg-T  R$  Parcela arrecadada por meio da componente TUSDg-T, referente aos
geradores em Redes Unificadas que exportam para a Rede Básica.
PDE  ---  Plano Decenal de Energia Elétrica
P&D  %  Taxa de Pesquisa e Desenvolvimento
PET  ---  Plano de Expansão da Transmissão
PELP  ---  Plano de Expansão de Longo Prazo
RAP  R$  Receita Anual Permitida.
RU  ---  Redes Unificadas (redes de âmbito de distribuição em tensão de 88 kV e
138 kV)
RB  ---  Rede Básica
SIGET  ---  Sistema de Gestão da Transmissão
Tarifa de
Itaipu  R$/MW  Tarifa mensal de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu a
ser aplicada aos seus cotistas-parte.
TFSEE  %  Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica
TMD  %  Taxa Média de Depreciação
TUSDg  R$/kW.mês  Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição associada às centrais de
geração conectadas em Redes Unificadas.

Informação 
Unidade 
Definição 
TUST 
R$/kW.mês 
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão. 
TC 
R$/kW.mês 
TUST-RB Controlada da barra. 
TB 
R$/kW.mês 
TUST-RB da Barra calculada anualmente. 
TP 
R$/kW.mês 
TUST-RB de partida para o controle tarifário. 
TUST-RB 
R$/kW.mês 
Tarifas de uso do sistema de transmissão destinadas a custear as 
instalações da rede básica. 
TUST-FR 
R$/kW.mês 
Tarifas de uso do sistema de transmissão destinadas a custear as 
instalações da rede básica de fronteira e DIT compartilhadas. 
WACC 
% 
Wheighted Average Cost of Capital (Custo Médio Ponderado de Capital)
Informação  Unidade  Definição
TUST  R$/kW.mês  Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão.
TC  R$/kW.mês  TUST-RB Controlada da barra.
TB  R$/kW.mês  TUST-RB da Barra calculada anualmente.
TP  R$/kW.mês  TUST-RB de partida para o controle tarifário.
TUST-RB  R$/kW.mês  Tarifas de uso do sistema de transmissão destinadas a custear as
instalações da rede básica.
TUST-FR  R$/kW.mês  Tarifas de uso do sistema de transmissão destinadas a custear as
instalações da rede básica de fronteira e DIT compartilhadas.
WACC  %  Wheighted Average Cost of Capital (Custo Médio Ponderado de Capital)

ANEXO I – CUSTOS DE REPOSIÇÃO UTILIZADOS NA BASE DE DADOS PARA CÁLCULO DA TUST-RB. 
 
Custos de Reposição das Linhas de Transmissão 
Nível de Tensão (kV) 
Custo 19971 
(R$ x 1000 / km) 
Custo Banco de 
Preços ANEEL1 
(R$ x 1000 / km) 
765 
429,68 
1.257,07 
500 
314,51 
855,43 
440 
294,45 
668,35 
345 
202,35 
479,91 
230 
125,31 
292,28 
 
Custos de Reposição de Vãos de Linhas e Transformadores 
Nível de Tensão (kV) 
Configuração de 
Barramentos  
Custo Banco de Preços ANEEL1  
(R$ x 1000) 
765 
Disjuntor e Meio - DJM 
16.706,87 
500 
Disjuntor e Meio - DJM 
15.211,84 
440 
Disjuntor e Meio - DJM 
13.691,89 
345 
Barra Dupla 5 Chaves - BD5 
8.612,11 
230 
Barra Dupla 4 Chaves - BD4 
5.442,35 
 
Bancos de Autotransformadores 
Primário (kV) 
Secundário 
(kV) 
Custo Médio 
Banco de Preços 
ANEEL1  
(R$ x 1000) / MVA 
765 
500 
26,75 
765 
345 
27,48 
550 
440 
31,91 
525 
345 
47,29 
525 
138 
51,07 
500 
345 
42,72 
500 
230 
45,97 
500 
138 
52,72 
500 
69 
108,68 
440 
345 
41,62 
440 
230 
51,40 
440 
138 
68,83 
345 
300 
42,93 
345 
230 
48,01 
345 
138 
50,73 
230 
161 
62,69 
230 
138 
63,96 
 
Autotransformadores trifásicos 
Primário (kV) 
Secundário 
(kV) 
Custo Médio 
Banco de Preços 
ANEEL1  
(R$ x 1000) / MVA 
500 
345 
31,57 
500 
230 
25,60 
345 
230 
39,52 
345 
138 
46,04
  Custos de Reposição das Linhas de Transmissão        
Nível de Tensão (kV)    Custo 19971
(R$ x 1000 / km)    Custo Banco de  
        Preços ANEEL1  
        (R$ x 1000 / km)  
765    429,68  1.257,07    
500    314,51  855,43    
440    294,45  668,35    
345    202,35  479,91    
230    125,31  292,28    
Custo 19971
(R$ x 1000 / km)
  Custos de Reposição de Vãos de Linhas e Transformadores            
Nível de Tensão (kV)      Configuração de      Custo Banco de Preços ANEEL1  
      Barramentos      (R$ x 1000)  
765    Disjuntor e Meio - DJM      16.706,87    
500    Disjuntor e Meio - DJM      15.211,84    
440    Disjuntor e Meio - DJM      13.691,89    
345    Barra Dupla 5 Chaves - BD5      8.612,11    
230    Barra Dupla 4 Chaves - BD4      5.442,35    
Bancos de Autotransformadores      
Primário (kV)  Secundário
(kV)    Custo Médio
Banco de Preços
ANEEL1
(R$ x 1000) / MVA
765  500  26,75  
765  345  27,48  
550  440  31,91  
525  345  47,29  
525  138  51,07  
500  345  42,72  
500  230  45,97  
500  138  52,72  
500  69  108,68  
440  345  41,62  
440  230  51,40  
440  138  68,83  
345  300  42,93  
345  230  48,01  
345  138  50,73  
230  161  62,69  
230  138  63,96  
Secundário
(kV)
Autotransformadores trifásicos      
Primário (kV)  Secundário
(kV)    Custo Médio
Banco de Preços
ANEEL1
(R$ x 1000) / MVA
500  345  31,57  
500  230  25,60  
345  230  39,52  
345  138  46,04  
Secundário
(kV)

Autotransformadores trifásicos 
Primário (kV) 
Secundário 
(kV) 
Custo Médio 
Banco de Preços 
ANEEL1  
(R$ x 1000) / MVA 
300 
138 
50,73 
230 
138 
48,34 
230 
88 
75,13 
230 
34 
74,78 
 
Banco de Transformadores 
Primário (kV) 
Secundário 
(kV) 
Custo Médio 
Banco de Preços 
ANEEL1  
(R$ x 1000) / 
MVA 
500 
138 
53,65 
440 
230 
55,38 
440 
138 
75,65 
440 
88 
61,40 
440 
16 
76,95 
345 
138 
63,42 
345 
10,5 
114,99 
230 
138 
74,80 
230 
88 
76,66 
230 
69 
73,10 
230 
13 
55,32 
 
Transformadores Trifásicos 
Primário (kV) 
Secundário 
(kV) 
Custo Médio 
Banco de Preços 
ANEEL1  
(R$ x 1000) / 
MVA 
500 
345 
45,89 
500 
138 
52,17 
345 
34,5 
66,70 
345 
20 
42,37 
345 
13,8 
124,30 
230 
138 
63,80 
230 
115 
116,39 
230 
88 
101,13 
230 
69 
60,00 
230 
34 
79,73 
230 
20 
52,13 
230 
13,8 
66,04 
230 
13 
88,343 
230 
11 
111,00 
225 
138 
63,80 
1 Ref.: Jun/2012 
2 Adotada a relação 230/12,3 kV como referência, visto que a relação 230/13 kV não existe no 
Banco de Preços de Referência ANEEL.
  Autotransformadores trifásicos        
Primário (kV)    Secundário
(kV)    Custo Médio  
        Banco de Preços  
        ANEEL1  
        (R$ x 1000) / MVA  
300    138  50,73    
230    138  48,34    
230    88  75,13    
230    34  74,78    
Secundário
(kV)
  Banco de Transformadores        
Primário (kV)    Secundário
(kV)    Custo Médio  
        Banco de Preços  
        ANEEL1  
        (R$ x 1000) /  
        MVA  
500    138  53,65    
440    230  55,38    
440    138  75,65    
440    88  61,40    
440    16  76,95    
345    138  63,42    
345    10,5  114,99    
230    138  74,80    
230    88  76,66    
230    69  73,10    
230    13  55,32    
Secundário
(kV)
  Transformadores Trifásicos        
Primário (kV)    Secundário
(kV)    Custo Médio  
        Banco de Preços  
        ANEEL1  
        (R$ x 1000) /  
        MVA  
500    345  45,89    
500    138  52,17    
345    34,5  66,70    
345    20  42,37    
345    13,8  124,30    
230    138  63,80    
230    115  116,39    
230    88  101,13    
230    69  60,00    
230    34  79,73    
230    20  52,13    
230    13,8  66,04    
230    13  88,343    
230    11  111,00    
225    138  63,80    
Secundário
(kV)