48581.001977/2016-00 
Nota Técnica nº 211/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 23 de junho de 2016 
 
 
 
Processos nº 48500.000264/2016-24 
 
Assunto: Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema 
de Distribuição – TUSDg de referência das 
centrais geradoras conectadas aos níveis de 
tensão de 88 ou 138 kV do Sistema Interligado 
Nacional – SIN para o ciclo 2016/2017. 
 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
 
1. 
Esta Nota Técnica tem por objetivo apresentar o cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de 
Distribuição – TUSDg de referência aplicáveis às centrais geradoras conectadas em 88 ou 138 kV referentes 
ao ciclo 2016/2017, compreendido entre 1º de julho de 2016 e 30 de junho de 2017. 
 
 
II - DOS FATOS 
 
 
2. 
A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 15 de 
março de 2004, dispõe sobre a competência da ANEEL para definir as tarifas de uso do sistema de 
transmissão. 
 
3. 
A Resolução Normativa - REN nº 349, de 13 de janeiro de 2009, estabelece os critérios para 
o cálculo locacional da TUSDg aplicável às centrais geradoras conectadas aos níveis de tensão de 88 ou 138 
kV. 
 
4. 
A Resolução Homologatória - REH nº 1.916, de 23 de junho de 2015, estabeleceu as TUSDg 
de referência para o ciclo 2015/2016. 
 
5. 
O artigo 13 da REN nº 349/2009 estabelece que as distribuidoras que possuem instalações 
nos níveis de tensão de 88 ou 138 kV devem proceder, até 1º de março de cada ano, a atualização da base 
de dados necessária ao cálculo da TUSDg. Complementarmente, o art. 14 da Resolução define que as 
transmissoras devem encaminhar dados relativos às suas linhas e transformadores nos níveis de tensão de 
88 ou 138 kV atendendo o mesmo prazo.

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

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

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

(Fl. 5 da Nota Técnica nº 211/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
§1º As TUSDg de referência servirão de base para o cálculo da TUSDg na data contratual de 
revisão ou reajuste tarifário de cada distribuidora.  
 
§2º A central geradora que tiver o MUSD alterado será considerada como nova central 
geradora, para efeitos de cálculo da TUSDg.” 
 
24. 
Assim, para o ciclo 2016-2017, devem ter tarifa de referência definida aquelas centrais 
geradoras que atendam a pelo menos um dos seguintes critérios: 
 
i. 
Central geradora em operação, mas sem tarifa de referência nominal. 
ii. 
Central geradora com data de entrada em operação, conforme o CUSD, entre 1º de julho de 
2016 e 30 de junho de 2017. 
iii. 
Central geradora conectada em distribuidora que passará por revisão tarifária periódica entre 
1º de julho de 2016 e 30 de junho de 2017. 
iv. 
Central geradora que teve o MUSD alterado em relação à base do ciclo 2015/2016. A 
alteração deve estar contemplada em CUSD ou aditivo.  
 
25. 
Na Tabela 2 apresenta-se o quantitativo de centrais geradoras por critério de classificação. 
Logo, para o ciclo 2016/2017 serão definidas tarifas de referência para 67 centrais geradoras. 
 
Tabela 2 – Critérios de representação de centrais geradoras 
Classificação
Descrição
Nº Centrais geradoras
Existente 
Tarifa de referência estabilizada 
301 
Existente Leilão 
Vencedora de Leilão 
7 
Nova 
Atendem aos critérios i e ii 
5 
Nova Leilão 
Vencedora de leilão nova 
3 
Com alteração de data 
Atendem ao critério ii 
0 
Com revisão tarifária 
Atendem ao critério iii 
48 
Com alteração de MUSD 
Atendem ao critério iv 
14 
 
TOTAL 
378 
 
 
26. 
Conforme descrito na Nota Técnica nº 156/2013-SRD/ANEEL, a qual detalhou o cálculo das 
TUSDg de referência do ciclo 2013-2014, a previsão da interligação do estado do Amapá ao SIN ensejou a 
criação da RU 38, onde está conectada a UHE Coaracy Nunes. 
 
27. 
Naquela oportunidade, ainda não haviam sido assinados os correspondentes CCD e CUSD 
entre a Companhia de Eletricidade do Amapá - CEA e a Eletronorte (proprietária da central geradora), e nem
  Classificação      Descrição      Nº Centrais geradoras  
Existente      Tarifa de referência estabilizada      301    
Existente Leilão      Vencedora de Leilão      7    
Nova      Atendem aos critérios i e ii      5    
Nova Leilão      Vencedora de leilão nova      3    
Com alteração de data      Atendem ao critério ii      0    
Com revisão tarifária      Atendem ao critério iii      48    
Com alteração de MUSD      Atendem ao critério iv      14    
      TOTAL      378    

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

(Fl. 7 da Nota Técnica nº 211/2016-SGT/ANEEL, de 23/06/2016). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
34. 
A Tabela 3 apresenta os custos padronizados e o fator de atualização adotado para definição 
da receita de referência das distribuidoras. Na Tabela 3 do Anexo I desta Nota Técnica estão as receitas de 
referência utilizadas na definição das tarifas de referência. 
 
Tabela 3 – Fator de Atualização para cálculo da Receita de referência das distribuidoras 
Custo Padronizado
Custo Padronizado Atualizado
Fator de Atualização (FA)
VR – Linha 
R$ 95.000,00 
R$ 289.603,88 
2,048 
VR - Bay 
R$ 964.000,00 
R$ 2.816.286,51 
1,919 
 
III.3 – DADOS DE ENTRADA PARA CÁLCULO 
 
35. 
Para utilização do Programa Nodal é necessário o preenchimento das informações que 
constam na Tabela 4. O valor referente à RAP é homologado em processo específico (48500.001129/2016-
04) para o ciclo tarifário 2016/2017 e o valor da receita do ONS foi informada pelo Memorando nº 302/2016-
SFF/ANEEL, de 03/06/2015. 
 
Tabela 4 – Valores adotados para o cálculo das tarifas de referência 
Descrição do Nodal
Valor
Receita da RB (RAP da TUST – RB) (1.000 R$) 
RAP 
12.008.056,32 
Receita do ONS (1.000 R$) 
Receita ONS  
675.956 
IGP-M (12 meses – julho a junho) 
IGP-M 
11,086% 
Dados de rampa – Geração 
Dados de rampa – Geração 
 
Mínimo 
Mínimo 
0% 
Máximo 
Máximo 
100% 
Dados de rampa – Carga 
Dados de rampa – Carga 
 
Mínimo 
Mínimo 
0% 
Máximo 
Máximo 
100% 
 
III.4 – DEFINIÇÃO DOS COMPONENTES TUSDg – T E TUSDg – ONS  
 
36. 
O valor de Receita de Rede Básica, utilizado para cálculo da TUST, também é utilizado para 
definição da componente TUSDg-T. O procedimento de cálculo deste componente pode ser descrito como:
        Custo Padronizado      Custo Padronizado Atualizado      Fator de Atualização (FA)  
VR – Linha      R$ 95.000,00      R$ 289.603,88      2,048    
VR - Bay      R$ 964.000,00      R$ 2.816.286,51      1,919    
        Descrição do Nodal      Valor  
Receita da RB (RAP da TUST – RB) (1.000 R$)      RAP      12.008.056,32    
Receita do ONS (1.000 R$)      Receita ONS      675.956    
IGP-M (12 meses – julho a junho)      IGP-M      11,086%    
Dados de rampa – Geração      Dados de rampa – Geração          
Mínimo      Mínimo      0%    
Máximo      Máximo      100%    
Dados de rampa – Carga      Dados de rampa – Carga          
Mínimo      Mínimo      0%    
Máximo      Máximo      100%    

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

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

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

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

48581.001977/2016-00 
ANEXO I 
 
RECEITAS CONSIDERADAS NO CÁLCULO DA TUSDg PARA O CICLO TARIFÁRIO 2016/2017 
 
 
Tabela 1 – Parâmetros utilizados no cálculo das receitas 
Parâmetro
Valor
O&M (138/88 kV)
2,34%
RGR
0,00%
P&D-EE
1,00%
TFSEE
0,40%
Tributos e impostos
34,00%
 
Tabela 2 - Dados associados às distribuidoras referentes ao último reajuste ou revisão tarifária para cálculo do 
parâmetro alfa 
 
Distribuidora 
 
Depreciação 
acumulada/AIS 
Taxa de 
Depreciação 
Anual 
Duração do 
ciclo 
Vida 
útil 
média 
Vida útil 
remanescente WACC
Alfa 
(receita/inv.)
(anos) 
(anos) 
(anos) 
1 
AES SUL 
51,88%
3,71%
5
37,04
17,82
12,26%
14,30%
2 
AMPLA 
42,26%
4,10%
5
37,04
21,39
12,26%
16,51%
3 
CAIUA 
58,23%
3,91%
5
37,04
15,47
12,26%
13,31%
4 
CEB-DIS 
63,61%
3,67%
4
37,04
13,48
12,26%
12,26%
5 
CELESC-DIS 
46,33%
3,75%
4
37,04
19,88
12,26%
15,60%
6 
CELG-D 
54,08%
3,77%
4
37,04
17,01
12,26%
14,15%
7 
CELPA 
33,08%
4,08%
4
37,04
24,79
12,26%
18,42%
8 
CELTINS 
43,64%
3,73%
4
37,04
20,87
12,26%
16,08%
9 
EMT 
35,96%
3,76%
5
37,04
23,72
12,26%
17,35%
10 CEMIG-D 
57,80%
3,84%
5
37,04
15,63
12,26%
13,32%
11 ENF 
45,26%
3,81%
5
37,04
20,28
12,26%
15,65%
12 EMG 
55,13%
3,75%
5
37,04
16,62
12,26%
13,73%
13 CPFL JAGUARI 
42,52%
3,76%
5
37,04
21,29
12,26%
16,11%
14 CNEE 
50,07%
3,85%
5
37,04
18,49
12,26%
14,78%
15 COELBA 
48,44%
3,86%
5
37,04
19,10
12,26%
15,10%
16 COPEL-DIS 
60,25%
3,69%
5
37,04
14,72
12,26%
12,70%
17 CPFL LESTE PAULISTA
54,39%
3,79%
5
37,04
16,89
12,26%
13,91%
18 CPFL PIRATININGA 
46,05%
3,65%
4
37,04
19,98
12,26%
15,55%
19 CPFL PAULISTA 
62,96%
3,76%
5
37,04
13,72
12,26%
12,26%
20 CPFL SUL PAULISTA 
47,61%
3,77%
5
37,04
19,40
12,26%
15,16%
21 BANCEIRANTE 
54,92%
4,05%
4
37,04
16,70
12,26%
14,28%
22 EDEVP 
61,25%
3,99%
5
37,04
14,35
12,26%
12,82%
23 EEB 
42,90%
3,87%
5
37,04
21,15
12,26%
16,15%
24 ELEKTRO 
58,92%
3,88%
4
37,04
15,21
12,26%
13,36%
25 ELETROPAULO 
64,64%
3,75%
4
37,04
13,10
12,26%
12,15%
26 ELFSM 
40,20%
3,49%
4
37,04
22,15
12,26%
16,49%
27 EMS  
51,94%
3,83%
5
37,04
17,80
12,26%
14,41%
28 ESCELSA 
53,53%
3,91%
3
37,04
17,21
12,26%
14,62%
29 LIGHT 
53,40%
3,81%
5
37,04
17,26
12,26%
14,12%
30 RGE 
50,15%
3,55%
5
37,04
18,46
12,26%
14,46%
  Parâmetro    Valor
O&M (138/88 kV)    2,34%  
RGR    0,00%  
P&D-EE    1,00%  
TFSEE    0,40%  
Tributos e impostos    34,00%  
Distribuidora    Depreciação
acumulada/AIS  Taxa de
Depreciação
Anual  Duração do
ciclo      Vida    Vida útil
remanescente    WACC  Alfa
(receita/inv.)
              útil          
              média          
          (anos)    (anos)      (anos)    
1  AES SUL  51,88%  3,71%  5    37,04      17,82    12,26%  14,30%
2  AMPLA  42,26%  4,10%  5    37,04      21,39    12,26%  16,51%
3  CAIUA  58,23%  3,91%  5    37,04      15,47    12,26%  13,31%
4  CEB-DIS  63,61%  3,67%  4    37,04      13,48    12,26%  12,26%
5  CELESC-DIS  46,33%  3,75%  4    37,04      19,88    12,26%  15,60%
6  CELG-D  54,08%  3,77%  4    37,04      17,01    12,26%  14,15%
7  CELPA  33,08%  4,08%  4    37,04      24,79    12,26%  18,42%
8  CELTINS  43,64%  3,73%  4    37,04      20,87    12,26%  16,08%
9  EMT  35,96%  3,76%  5    37,04      23,72    12,26%  17,35%
10  CEMIG-D  57,80%  3,84%  5    37,04      15,63    12,26%  13,32%
11  ENF  45,26%  3,81%  5    37,04      20,28    12,26%  15,65%
12  EMG  55,13%  3,75%  5    37,04      16,62    12,26%  13,73%
13  CPFL JAGUARI  42,52%  3,76%  5    37,04      21,29    12,26%  16,11%
14  CNEE  50,07%  3,85%  5    37,04      18,49    12,26%  14,78%
15  COELBA  48,44%  3,86%  5    37,04      19,10    12,26%  15,10%
16  COPEL-DIS  60,25%  3,69%  5    37,04      14,72    12,26%  12,70%
17  CPFL LESTE PAULISTA  54,39%  3,79%  5    37,04      16,89    12,26%  13,91%
18  CPFL PIRATININGA  46,05%  3,65%  4    37,04      19,98    12,26%  15,55%
19  CPFL PAULISTA  62,96%  3,76%  5    37,04      13,72    12,26%  12,26%
20  CPFL SUL PAULISTA  47,61%  3,77%  5    37,04      19,40    12,26%  15,16%
21  BANCEIRANTE  54,92%  4,05%  4    37,04      16,70    12,26%  14,28%
22  EDEVP  61,25%  3,99%  5    37,04      14,35    12,26%  12,82%
23  EEB  42,90%  3,87%  5    37,04      21,15    12,26%  16,15%
24  ELEKTRO  58,92%  3,88%  4    37,04      15,21    12,26%  13,36%
25  ELETROPAULO  64,64%  3,75%  4    37,04      13,10    12,26%  12,15%
26  ELFSM  40,20%  3,49%  4    37,04      22,15    12,26%  16,49%
27  EMS  51,94%  3,83%  5    37,04      17,80    12,26%  14,41%
28  ESCELSA  53,53%  3,91%  3    37,04      17,21    12,26%  14,62%
29  LIGHT  53,40%  3,81%  5    37,04      17,26    12,26%  14,12%
30  RGE  50,15%  3,55%  5    37,04      18,46    12,26%  14,46%
Taxa de
Depreciação
Anual
Duração do
ciclo
Vida útil
remanescente
Depreciação
acumulada/AIS
Alfa
(receita/inv.)

(Fl. 2 do Anexo I da Nota Técnica no 156/2015-SGT/ANEEL, de 17/06/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Distribuidora 
 
Depreciação 
acumulada/AIS 
Taxa de 
Depreciação 
Anual 
Duração do 
ciclo 
Vida 
útil 
média 
Vida útil 
remanescente WACC
Alfa 
(receita/inv.)
(anos) 
(anos) 
(anos) 
31 CERON 
37,28%
3,76%
4
37,04
23,23
12,26%
17,31%
32 CEMAR 
39,20%
3,78%
4
37,04
22,52
12,26%
16,97%
33 DMED 
45,78%
3,84%
5
37,04
20,08
12,26%
15,58%
34 CPFL SANTA CRUZ 
54,69%
3,69%
5
37,04
16,78
12,26%
13,75%
35 CEEE-D 
55,69%
3,72%
4
37,04
16,41
12,26%
13,81%
36 COSERN 
50,18%
3,93%
5
37,04
18,45
12,26%
14,84%
37 CEPISA 
50,72%
3,99%
4
37,04
18,25
12,26%
15,01%
 
 
Tabela 3 - Receitas de referência associadas a cada Rede Unificada 
RU 
T/D 
Agente 
BRRref 
(1000*R$) 
Receita 
(1000*R$) 
1 
T
Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT)
6.970,54
T
Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul)
137,76
D
AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S/A (AES Sul)
D
Rio Grande Energia S/A (RGE)
2 
T
Interligação Elétrica Sul S.A. (IE Sul)
2.101,24
T
Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT)
8.648,21
D
AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S/A (AES Sul)
61.640,85
8.814,64
D
Rio Grande Energia S/A (RGE)
30.933.48
4.474,13
D
Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE-D)
21.734,55
3.000,49
3 
T
Empresa de Transmissão Serrana S.A. (ETSE)
3.419,36
T
Campos Novos Transmissora de Energia S.A. (ATE VI)
3.089,54
T
Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul)
52.163,49
T
Sistema de Transmissão Catarinense S/A (STC)
13.189,07
D
Celesc Distribuição S/A (Celesc)
1.190.236,13
185.642,67
D
Rio Grande Energia S/A (RGE)
10.345,99
1.496,41
4 
T
Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul)
23.737,22
T
Porto Primavera Transmissora de Energia Ltda (PPTE)
6.189,75
T
Linhas de Transmissão Corumbá Ltda (LTC)
1.383,66
D
Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S/A (EMS)
1.041.912,34
150.144,45
5 
T
Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul)
495,58
T
Foz do Iguaçu Transmissora de Energia S.A. (ATE VII)
2.957,84
T
Copel Geração e Transmissão S/A (Copel–GT)
28.234,35
T
Caiuá Transmissora de Energia S.A. (CAIUA - T)
3.866,03
D
Copel Distribuição S/A (Copel-Dis)
2.260.506,03
287.129,11
D
Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S/A (EMS)
31.342,27
4.516,57
6 
T
Interligação Elétrica Pinheiros S.A. (IE Pinheiros)
11.245,07
T
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP)
23.8556,732
T
Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)
9.190,95
T
Londrina Transmissora de Energia S/A (ATE V)
2.461,10
T
Transenergia São Paulo S.A. (TSP)
7.364,77
T
Copel Geração e Transmissão S/A (Copel–GT)
3.023,70
T
Marechal Rondon Transmissora de Energia S.A (RONDON)
8.638,23
T
Interligação elétrica Pinheiros (IE PINHEIROS)
4.821,27
D
Bandeirante Energia S/A (Bandeirante)
1.286.567,33
183.744,81
D
Caiuá Distribuição de Energia S/A (Caiuá-D)
89.221,26
11.817,22
D
Companhia Jaguari de Energia (CJE)
12.648,12
2.038,07
D
Companhia Nacional de Energia Elétrica (CNEE)
31.326,90
4.630,76
    Depreciação
acumulada/AIS  Taxa de
Depreciação
Anual  Duração do
ciclo      Vida    Vida útil
remanescente    WACC  Alfa
(receita/inv.)
                        
              útil          
Distribuidora                        
              média          
                        
          (anos)    (anos)      (anos)    
                        
31  CERON  37,28%  3,76%  4    37,04      23,23    12,26%  17,31%
32  CEMAR  39,20%  3,78%  4    37,04      22,52    12,26%  16,97%
33  DMED  45,78%  3,84%  5    37,04      20,08    12,26%  15,58%
34  CPFL SANTA CRUZ  54,69%  3,69%  5    37,04      16,78    12,26%  13,75%
35  CEEE-D  55,69%  3,72%  4    37,04      16,41    12,26%  13,81%
36  COSERN  50,18%  3,93%  5    37,04      18,45    12,26%  14,84%
37  CEPISA  50,72%  3,99%  4    37,04      18,25    12,26%  15,01%
Taxa de
Depreciação
Anual
Duração do
ciclo
Vida útil
remanescente
Depreciação
acumulada/AIS
Alfa
(receita/inv.)
RU  T/D      Agente        BRRref      Receita  
                (1000*R$)      (1000*R$)  
1    T      Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT)            6.970,54  
    T      Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul)            137,76  
    D      AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S/A (AES Sul)              
    D      Rio Grande Energia S/A (RGE)              
2  T      Interligação Elétrica Sul S.A. (IE Sul)            2.101,24    
  T      Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT)            8.648,21    
  D      AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S/A (AES Sul)      61.640,85      8.814,64    
  D      Rio Grande Energia S/A (RGE)      30.933.48      4.474,13    
  D      Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE-D)      21.734,55      3.000,49    
3    T      Empresa de Transmissão Serrana S.A. (ETSE)            3.419,36  
    T      Campos Novos Transmissora de Energia S.A. (ATE VI)            3.089,54  
    T      Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul)            52.163,49  
    T      Sistema de Transmissão Catarinense S/A (STC)            13.189,07  
    D      Celesc Distribuição S/A (Celesc)      1.190.236,13      185.642,67  
    D      Rio Grande Energia S/A (RGE)      10.345,99      1.496,41  
4  T      Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul)            23.737,22    
  T      Porto Primavera Transmissora de Energia Ltda (PPTE)            6.189,75    
  T      Linhas de Transmissão Corumbá Ltda (LTC)            1.383,66    
  D      Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S/A (EMS)      1.041.912,34      150.144,45    
5    T      Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul)            495,58  
    T      Foz do Iguaçu Transmissora de Energia S.A. (ATE VII)            2.957,84  
    T      Copel Geração e Transmissão S/A (Copel–GT)            28.234,35  
    T      Caiuá Transmissora de Energia S.A. (CAIUA - T)            3.866,03  
    D      Copel Distribuição S/A (Copel-Dis)      2.260.506,03      287.129,11  
    D      Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S/A (EMS)      31.342,27      4.516,57  
6  T      Interligação Elétrica Pinheiros S.A. (IE Pinheiros)            11.245,07    
  T      Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP)            23.8556,732    
  T      Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)            9.190,95    
  T      Londrina Transmissora de Energia S/A (ATE V)            2.461,10    
  T      Transenergia São Paulo S.A. (TSP)            7.364,77    
  T      Copel Geração e Transmissão S/A (Copel–GT)            3.023,70    
  T      Marechal Rondon Transmissora de Energia S.A (RONDON)            8.638,23    
  T      Interligação elétrica Pinheiros (IE PINHEIROS)            4.821,27    
  D      Bandeirante Energia S/A (Bandeirante)      1.286.567,33      183.744,81    
  D      Caiuá Distribuição de Energia S/A (Caiuá-D)      89.221,26      11.817,22    
  D      Companhia Jaguari de Energia (CJE)      12.648,12      2.038,07    
  D      Companhia Nacional de Energia Elétrica (CNEE)      31.326,90      4.630,76    

(Fl. 3 do Anexo I da Nota Técnica no 156/2015-SGT/ANEEL, de 17/06/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
RU 
T/D 
Agente 
BRRref
(1000*R$) 
Receita
(1000*R$) 
D
Companhia Paulista de Energia Elétrica (CPEE)
9.317,67
1.295,92
D
Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL Paulista)
2.151.037,80
263.773,19
D
Companhia Sul Paulista de Energia (CSPE)
10.932,32
1.657,78
D
Elektro Eletricidade e Serviços S/A (Elektro)
518.033,23
69.187,43
D
Empresa de Distribuição de Energia Vale do Paranapanema (EDEVP)
41.559,72
5.327,26
D
Empresa Elétrica Bragantina S/A (EEB)
70.864,07
11.447,37
D
Cemig Distribuição S/A (Cemig)
29.727,17
3.958,31
D
DME Distribuição S/A (DMED)
29.944,15
4,665,53
D
Companhia Piratininga de Força e Luz (CPFL Piratininga)
40.689,19
6.326,36
7 
T
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP)
3.588,03
D
Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A (Eletropaulo)
134.563,20
16.344,91
8 
T
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP)
2.157,75
D
Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A (Eletropaulo)
45.658,06
5.545,92
9 
T
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP)
2.892,91
D
Companhia Piratininga de Força e Luz (CPFL Piratininga)
150.735,48
23.436,37
10
11 
T
Pedras Transmissora de Energia Ltda. (Pedras)
5.235,18
T
Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)
65.875,47
T
Light Energia (Light Energia)
3.607,88
T
Linhas de Transmissão de Montes Claros S.A. (Montes Claros)
2.741,13
T
Linhas de Taubaté Transmissora de Energia S.A (LTTE)
1.794,59
D
Ampla Energia e Serviços S/A (Ampla)
639.913,20
105.633,88
D
Energisa Nova Friburgo Distribuidora de Energia S/A (ENF)
8.448,86
1.322,15
D
Energisa Minas Gerais Distribuidora de Energia S/A (EMG)
293.751,68
40.327,32
D
Light Serviços de Eletricidade S/A (Light)
1.476.733,06
208.449,93
12 
T
Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)
954,59
T
Cemig Geração e Transmissão S/A (Cemig-GT)
16.755,63
T
Empresa Santos Dumont de Energia S.A. (ESDE)
3.620,76
T
Cemig Distribuição S/A referente a SE Itajubá (Cemig-Itajubá)
14.194,54
T
Sete Lagoas Transmissora de Energia Ltda (SLTE)
2.253,59
D
Cemig Distribuição S/A (Cemig)
1.358.628,07
180.907,54
D
Empresa Elétrica Bragantina S/A (EEB)
12.122,60
1.958,28
13 
T
Empresa de Transmissão do Espírito Santo S.A. (ETES)
4.274,03
T
Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)
6.227,19
T
EVRECY Participações Ltda (EVRECY)
1.800,42
T
Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas – Linhares)
541,14
D
Espírito Santo Centrais Elétricas S/A (Escelsa)
916.536,15
134.025,01
D
Empresa Luz e Força Santa Maria S/A (ELFSM)
1.618,71
3.564,21
14 
T
Brasnorte Trasmissora de Energia S.A. (Brasnorte)
2.151,13
T
Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)
4.206,63
T
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)
8.023,37
T
Celg Geração e Transmissão S/A (Celg GT)
453,63
T
Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. (EBTE)
589,95
D
Centrais Elétricas Matogrossenses S/A (EMT)
869.848,54
150.934,89
D
Celg Distribuição S/A (Celg-D)
114.703,86
16.253,58
15 
T
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)
2.527,69
D
Centrais Elétricas Matogrossenses S/A (EMT)
175.266,93
30.412,07
D
Centrais Elétricas do Pará S/A (Celpa)
8.528,61
1.571,31
16 
T
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)
2.572,78
D
Centrais Elétricas Matogrossenses S/A (EMT)
251.563,30
43.650,91
17 
T
Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)
14.793,32
T
São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A (SBTE)
3.213,16
RU  T/D      Agente        BRRref      Receita  
                (1000*R$)      (1000*R$)  
  D      Companhia Paulista de Energia Elétrica (CPEE)      9.317,67      1.295,92    
  D      Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL Paulista)      2.151.037,80      263.773,19    
  D      Companhia Sul Paulista de Energia (CSPE)      10.932,32      1.657,78    
  D      Elektro Eletricidade e Serviços S/A (Elektro)      518.033,23      69.187,43    
  D      Empresa de Distribuição de Energia Vale do Paranapanema (EDEVP)      41.559,72      5.327,26    
  D      Empresa Elétrica Bragantina S/A (EEB)      70.864,07      11.447,37    
  D      Cemig Distribuição S/A (Cemig)      29.727,17      3.958,31    
  D      DME Distribuição S/A (DMED)      29.944,15      4,665,53    
  D      Companhia Piratininga de Força e Luz (CPFL Piratininga)      40.689,19      6.326,36    
7    T      Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP)            3.588,03  
    D      Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A (Eletropaulo)      134.563,20      16.344,91  
8  T      Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP)            2.157,75    
  D      Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A (Eletropaulo)      45.658,06      5.545,92    
9    T      Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP)            2.892,91  
    D      Companhia Piratininga de Força e Luz (CPFL Piratininga)      150.735,48      23.436,37  
10                        
11    T      Pedras Transmissora de Energia Ltda. (Pedras)            5.235,18  
    T      Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)            65.875,47  
    T      Light Energia (Light Energia)            3.607,88  
    T      Linhas de Transmissão de Montes Claros S.A. (Montes Claros)            2.741,13  
    T      Linhas de Taubaté Transmissora de Energia S.A (LTTE)            1.794,59  
    D      Ampla Energia e Serviços S/A (Ampla)      639.913,20      105.633,88  
    D      Energisa Nova Friburgo Distribuidora de Energia S/A (ENF)      8.448,86      1.322,15  
    D      Energisa Minas Gerais Distribuidora de Energia S/A (EMG)      293.751,68      40.327,32  
    D      Light Serviços de Eletricidade S/A (Light)      1.476.733,06      208.449,93  
12  T      Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)            954,59    
  T      Cemig Geração e Transmissão S/A (Cemig-GT)            16.755,63    
  T      Empresa Santos Dumont de Energia S.A. (ESDE)            3.620,76    
  T      Cemig Distribuição S/A referente a SE Itajubá (Cemig-Itajubá)            14.194,54    
  T      Sete Lagoas Transmissora de Energia Ltda (SLTE)            2.253,59    
  D      Cemig Distribuição S/A (Cemig)      1.358.628,07      180.907,54    
  D      Empresa Elétrica Bragantina S/A (EEB)      12.122,60      1.958,28    
13    T      Empresa de Transmissão do Espírito Santo S.A. (ETES)            4.274,03  
    T      Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)            6.227,19  
    T      EVRECY Participações Ltda (EVRECY)            1.800,42  
    T      Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas – Linhares)            541,14  
    D      Espírito Santo Centrais Elétricas S/A (Escelsa)      916.536,15      134.025,01  
    D      Empresa Luz e Força Santa Maria S/A (ELFSM)      1.618,71      3.564,21  
14  T      Brasnorte Trasmissora de Energia S.A. (Brasnorte)            2.151,13    
  T      Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)            4.206,63    
  T      Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)            8.023,37    
  T      Celg Geração e Transmissão S/A (Celg GT)            453,63    
  T      Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. (EBTE)            589,95    
  D      Centrais Elétricas Matogrossenses S/A (EMT)      869.848,54      150.934,89    
  D      Celg Distribuição S/A (Celg-D)      114.703,86      16.253,58    
15    T      Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)            2.527,69  
    D      Centrais Elétricas Matogrossenses S/A (EMT)      175.266,93      30.412,07  
    D      Centrais Elétricas do Pará S/A (Celpa)      8.528,61      1.571,31  
16  T      Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)            2.572,78    
  D      Centrais Elétricas Matogrossenses S/A (EMT)      251.563,30      43.650,91    
17    T      Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)            14.793,32  
    T      São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A (SBTE)            3.213,16  

(Fl. 4 do Anexo I da Nota Técnica no 156/2015-SGT/ANEEL, de 17/06/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
RU 
T/D 
Agente 
BRRref
(1000*R$) 
Receita
(1000*R$) 
D
Celg Distribuição S/A (Celg-D)
216.603,88
30.658,86
D
CEB Distribuição S/A (Ceb – Dis)
285.069,81
34.950,54
18 
T
Celg Geração e Transmissão S/A (Celg GT)
2.928,50
D
Celg Distribuição S/A (Celg-D)
38.232,39
5.411,55
19 
T
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)
8.065,28
T
Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)
1.190,97
D
Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins (Celtins)
768.431,38
123.578,75
D
Celg Distribuição S/A (Celg-D)
136.105,36
19.264,82
D
Companhia Energética do Maranhão (Cemar)
50.543,01
8.578,37
20 
T
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)
1.793,32
D
Centrais Elétricas do Pará S/A (Celpa)
230.132,61
42.399,48
21 
T
Companhia Hidroelétrica do São Francisco (CHESF)
4.549,56
D
Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (Coelba)
407.180,83
61.483,52
22 
T
Companhia Hidroelétrica do São Francisco (CHESF)
923,86
T
São Pedro Transmissora de Energia S.A (SÃO PEDRO)
730.67
D
Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (Coelba)
253.764,96
38.318,02
23 
T
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)
1.713,83
D
Centrais Elétricas Matogrossenses S/A (EMT)
78.720,35
13.659,44
24 
T
Celg Geração e Transmissão S/A (Celg-GT)
4.973,91
D
Celg Distribuição S/A (Celg-D)
189.939,60
26.884,71
25 
T
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP)
2.103,74
D
Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A (Eletropaulo)
22.411,78
2.722,28
26
27 
T
Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul)
2.048,74
T
Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S.A. (ETAU)
6.232,56
T
Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT)
4.883,18
T
Empresa de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul (RS Energia)
919,47
D
Rio Grande Energia S/A (RGE)
132.709,42
19.194,70
28 
T
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)
1.026,49
D
Eletrobrás Distribuição Rondônia (Ceron)
11.924,11
2.064,13
29
D
Companhia Paulista de Força e Luz Santa Cruz (CPFL Santa Cruz)
30.305,93
4.166,84
30 
T
Cemig Geração e Transmissão S/A (Cemig-GT)
5.437,60
T
Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)
2.401,41
T
Serra da Mesa Transmissora de Energia S.A. (SMTE)
10.093,17
T
Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A. (SPTE)
4.483,58
D
Cemig Distribuição S/A (Cemig)
1.876.455,004
249.858,56
D
Celg Distribuição S/A (Celg-D)
37.245,51
5.271,86
31 
T
Cemig Geração e Transmissão S/A (Cemig-GT)
1.094,02
T
Companhia Transirapé de Transmissão (Transirapé)
3.660,34
D
Cemig Distribuição S/A (Cemig)
323.917,27
43.131,06
32 
T
Cemig Geração e Transmissão S/A (Cemig-GT)
1.166,82
D
Cemig Distribuição S/A (Cemig)
129.745,21
17,276,17
D
Energisa Minas Gerais Distribuidora de Energia S/A (EMG)
17.998,66
2.470,92
33 
T
Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT)
104,31
D
Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE-D)
53.181,74
7.341,84
34 
T
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP)
3231,37
D
Elektro Eletricidade e Serviços S/A (Elektro)
24.414,72
3.260,78
D
Bandeirante Energia S/A (Bandeirante)
330.687,62
47,228,10
35 
T
Companhia Hidroelétrica do São Francisco (CHESF)
946,76
D
Companhia Energética do Rio Grande do Norte (COSERN)
7.945,17
1.179,26
36
T
Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A (EBTE)
1.870,50
37
T
Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF)
2.192,86
RU      T/D      Agente        BRRref      Receita  
                    (1000*R$)      (1000*R$)  
        D      Celg Distribuição S/A (Celg-D)      216.603,88      30.658,86  
        D      CEB Distribuição S/A (Ceb – Dis)      285.069,81      34.950,54  
18      T      Celg Geração e Transmissão S/A (Celg GT)            2.928,50    
      D      Celg Distribuição S/A (Celg-D)      38.232,39      5.411,55    
19        T      Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)            8.065,28  
        T      Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)            1.190,97  
        D      Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins (Celtins)      768.431,38      123.578,75  
        D      Celg Distribuição S/A (Celg-D)      136.105,36      19.264,82  
        D      Companhia Energética do Maranhão (Cemar)      50.543,01      8.578,37  
20      T      Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)            1.793,32    
      D      Centrais Elétricas do Pará S/A (Celpa)      230.132,61      42.399,48    
21        T      Companhia Hidroelétrica do São Francisco (CHESF)            4.549,56  
        D      Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (Coelba)      407.180,83      61.483,52  
22      T      Companhia Hidroelétrica do São Francisco (CHESF)            923,86    
      T      São Pedro Transmissora de Energia S.A (SÃO PEDRO)            730.67    
      D      Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (Coelba)      253.764,96      38.318,02    
23        T      Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)            1.713,83  
        D      Centrais Elétricas Matogrossenses S/A (EMT)      78.720,35      13.659,44  
24      T      Celg Geração e Transmissão S/A (Celg-GT)            4.973,91    
      D      Celg Distribuição S/A (Celg-D)      189.939,60      26.884,71    
25        T      Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP)            2.103,74  
        D      Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A (Eletropaulo)      22.411,78      2.722,28  
26                            
27        T      Eletrosul Centrais Elétricas S/A (Eletrosul)            2.048,74  
        T      Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S.A. (ETAU)            6.232,56  
        T      Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT)            4.883,18  
        T      Empresa de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul (RS Energia)            919,47  
        D      Rio Grande Energia S/A (RGE)      132.709,42      19.194,70  
28      T      Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)            1.026,49    
      D      Eletrobrás Distribuição Rondônia (Ceron)      11.924,11      2.064,13    
  29      D      Companhia Paulista de Força e Luz Santa Cruz (CPFL Santa Cruz)      30.305,93      4.166,84  
30      T      Cemig Geração e Transmissão S/A (Cemig-GT)            5.437,60    
      T      Furnas Centrais Elétricas S/A (Furnas)            2.401,41    
      T      Serra da Mesa Transmissora de Energia S.A. (SMTE)            10.093,17    
      T      Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A. (SPTE)            4.483,58    
      D      Cemig Distribuição S/A (Cemig)      1.876.455,004      249.858,56    
      D      Celg Distribuição S/A (Celg-D)      37.245,51      5.271,86    
31        T      Cemig Geração e Transmissão S/A (Cemig-GT)            1.094,02  
        T      Companhia Transirapé de Transmissão (Transirapé)            3.660,34  
        D      Cemig Distribuição S/A (Cemig)      323.917,27      43.131,06  
32      T      Cemig Geração e Transmissão S/A (Cemig-GT)            1.166,82    
      D      Cemig Distribuição S/A (Cemig)      129.745,21      17,276,17    
      D      Energisa Minas Gerais Distribuidora de Energia S/A (EMG)      17.998,66      2.470,92    
33        T      Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT)            104,31  
        D      Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE-D)      53.181,74      7.341,84  
34      T      Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP)            3231,37    
      D      Elektro Eletricidade e Serviços S/A (Elektro)      24.414,72      3.260,78    
      D      Bandeirante Energia S/A (Bandeirante)      330.687,62      47,228,10    
35        T      Companhia Hidroelétrica do São Francisco (CHESF)            946,76  
        D      Companhia Energética do Rio Grande do Norte (COSERN)      7.945,17      1.179,26  
36      T      Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A (EBTE)            1.870,50    
  37      T      Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF)            2.192,86  

(Fl. 5 do Anexo I da Nota Técnica no 156/2015-SGT/ANEEL, de 17/06/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
RU 
T/D 
Agente 
BRRref
(1000*R$) 
Receita
(1000*R$) 
D
Eletrobras Distribuição Piauí (CEPISA)
98.566,01
14.798,01
38 
T
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)
D
Companhia de Eletricidade do Amapá (CEA)
39 
T
Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT)
6.910,28
D
Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE-D)
199.549,55
27.548,19
40 
T
Companhia Hidroelétrica do São Francisco (CHESF)
1.017,08
D
Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (Coelba)
102.255,79
15.440,43
RU  T/D      Agente        BRRref      Receita  
                (1000*R$)      (1000*R$)  
    D      Eletrobras Distribuição Piauí (CEPISA)      98.566,01      14.798,01  
38  T      Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (Eletronorte)                
  D      Companhia de Eletricidade do Amapá (CEA)                
39    T      Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT)            6.910,28  
    D      Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE-D)      199.549,55      27.548,19  
40    T      Companhia Hidroelétrica do São Francisco (CHESF)            1.017,08  
    D      Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (Coelba)      102.255,79      15.440,43  

48581.001977/2016-00 
ANEXO II 
 
TUSDg DE REFERÊNCIA - BASE PARA O CÁLCULO DA TUSDg A SER HOMOLOGADA NA DATA 
CONTRATUAL DE REVISÃO OU REAJUSTE TARIFÁRIO DA DISTRIBUIDORA ACESSADA 
 
RU TIPO
CENTRAL GERADORA 
DISTRIBUIDORA
CLASSIFICAÇÃO 
COMPONENTES TUSDg 
(R$/kW) 
TUSDg 
(R$/kW) 
T 
D/DIT 
ONS 
3
EOL
BOM JARDIM
CELESC
Revisão Tarifária
0,000
2,293
0,211
2,504
3
EOL 
PULPITO 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
2,293
0,211
2,504
3
EOL
RIO DO OURO
CELESC
Revisão Tarifária
0,000
2,293
0,211
2,504
3
EOL 
SANTO ANTONIO 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
2,293
0,211
2,504
19
PCH 
AGROTRAFO 
CELTINS 
Revisão Tarifária 
0,000
4,834
0,211
5,045
19
PCH 
AGUA LIMPA 
CELTINS 
Revisão Tarifária 
0,000
4,848
0,211
5,059
3
PCH
ALTO BENEDITO NOVO I
CELESC 
Alteração de MUSD
0,000
2,090
0,211
2,301
3
PCH 
ANGELINA 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
1,922
0,211
2,133
19
PCH
AREIA
CELTINS
Revisão Tarifária
0,000
4,851
0,211
5,062
13
PCH 
FRANCISCO GROSS 
ESCELSA 
Revisão Tarifária 
0,000
2,019
0,211
2,230
13
PCH 
SAO JOAQUIM 
ESCELSA 
Revisão Tarifária 
0,000
2,088
0,211
2,299
13
PCH 
SAO PEDRO 
ESCELSA 
Revisão Tarifária 
0,000
2,706
0,211
2,917
13
PCH
SAO SIMAO
ESCELSA
Revisão Tarifária
0,000
2,019
0,211
2,230
13
UHE 
SUICA 
ESCELSA 
Revisão Tarifária 
0,000
2,260
0,211
2,471
17
UHE
CORUMBA IV
CEB
Revisão Tarifária
0,000
2,250
0,211
2,461
13
UHE 
MASCARENHAS - ENERGEST 
ESCELSA 
Revisão Tarifária 
0,000
2,620
0,211
2,831
3
UHE 
QUEBRA QUEIXO 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
2,737
0,211
2,948
3
UHE 
SALTO PILAO 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
2,215
0,211
2,426
13
UTE
ARCEL
ESCELSA
Revisão Tarifária
0,000
1,599
0,211
1,810
3
UTE 
COGERACAO LAGES 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
1,991
0,211
2,202
6
UTE
COLOMBO ARIRANHA
CPFL
Alteração de MUSD
0,000
2,680
0,211
2,891
3
UTE 
JORGE LACERDA A 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
2,132
0,211
2,344
6
UTE 
PIONEIROS 
ELEKTRO 
Alteração de MUSD 
0,000
1,594
0,211
1,805
4
UTE 
LDC BIOENERGIA RIO BRILHANTE 
EMS 
Alteração de MUSD 
0,000
6,237
0,211
6,448
13
UTE
SOL
ESCELSA
Revisão Tarifária
0,000
2,787
0,211
2,999
17
UHE 
CORUMBA III 
CEB 
Revisão Tarifária 
0,000
1,949
0,211
2,160
3
PCH
SANTA ANA
CELESC
Revisão Tarifária
0,000
1,922
0,211
2,133
3
EOL 
SALTO 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
2,377
0,211
2,588
3
EOL 
CASCATA 
CELESC 
Alteração de MUSD 
0,000
2,377
0,211
2,588
3
PCH 
OURO 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
2,299
0,211
2,510
3
PCH
COQUEIRAL
CELESC
Revisão Tarifária
0,000
1,922
0,211
2,133
3
PCH 
BARRA CLARA 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
1,922
0,211
2,133
3
EOL
CAMPO BELO
CELESC
Revisão Tarifária
0,000
2,377
0,211
2,588
3
EOL 
AMPARO 
CELESC 
Alteração de MUSD 
0,000
2,377
0,211
2,588
3
EOL 
AQUIBATA 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
2,377
0,211
2,588
3
EOL 
CRUZ ALTA 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
2,377
0,211
2,588
6
UTE
CLEALCO QUEIROZ
CPFL
Alteração de MUSD
0,000
0,904
0,211
1,115
13
UTE 
LUIZ OSCAR RODRIGUES DE MELO (LINHARES)
ESCELSA 
Revisão Tarifária 
0,000
2,272
0,211
2,483
6
UTE
VISTA ALEGRE - ELEKTRO
ELEKTRO
Alteração de MUSD
0,000
1,468
0,211
1,679
RU  TIPO  CENTRAL GERADORA  DISTRIBUIDORA  CLASSIFICAÇÃO  COMPONENTES TUSDg
(R$/kW)        TUSDg
(R$/kW)
          T  D/DIT  ONS    
3  EOL  BOM JARDIM  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  2,293  0,211    2,504
3  EOL  PULPITO  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  2,293  0,211    2,504
3  EOL  RIO DO OURO  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  2,293  0,211    2,504
3  EOL  SANTO ANTONIO  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  2,293  0,211    2,504
19  PCH  AGROTRAFO  CELTINS  Revisão Tarifária  0,000  4,834  0,211    5,045
19  PCH  AGUA LIMPA  CELTINS  Revisão Tarifária  0,000  4,848  0,211    5,059
3  PCH  ALTO BENEDITO NOVO I  CELESC  Alteração de MUSD  0,000  2,090  0,211    2,301
3  PCH  ANGELINA  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  1,922  0,211    2,133
19  PCH  AREIA  CELTINS  Revisão Tarifária  0,000  4,851  0,211    5,062
13  PCH  FRANCISCO GROSS  ESCELSA  Revisão Tarifária  0,000  2,019  0,211    2,230
13  PCH  SAO JOAQUIM  ESCELSA  Revisão Tarifária  0,000  2,088  0,211    2,299
13  PCH  SAO PEDRO  ESCELSA  Revisão Tarifária  0,000  2,706  0,211    2,917
13  PCH  SAO SIMAO  ESCELSA  Revisão Tarifária  0,000  2,019  0,211    2,230
13  UHE  SUICA  ESCELSA  Revisão Tarifária  0,000  2,260  0,211    2,471
17  UHE  CORUMBA IV  CEB  Revisão Tarifária  0,000  2,250  0,211    2,461
13  UHE  MASCARENHAS - ENERGEST  ESCELSA  Revisão Tarifária  0,000  2,620  0,211    2,831
3  UHE  QUEBRA QUEIXO  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  2,737  0,211    2,948
3  UHE  SALTO PILAO  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  2,215  0,211    2,426
13  UTE  ARCEL  ESCELSA  Revisão Tarifária  0,000  1,599  0,211    1,810
3  UTE  COGERACAO LAGES  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  1,991  0,211    2,202
6  UTE  COLOMBO ARIRANHA  CPFL  Alteração de MUSD  0,000  2,680  0,211    2,891
3  UTE  JORGE LACERDA A  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  2,132  0,211    2,344
6  UTE  PIONEIROS  ELEKTRO  Alteração de MUSD  0,000  1,594  0,211    1,805
4  UTE  LDC BIOENERGIA RIO BRILHANTE  EMS  Alteração de MUSD  0,000  6,237  0,211    6,448
13  UTE  SOL  ESCELSA  Revisão Tarifária  0,000  2,787  0,211    2,999
17  UHE  CORUMBA III  CEB  Revisão Tarifária  0,000  1,949  0,211    2,160
3  PCH  SANTA ANA  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  1,922  0,211    2,133
3  EOL  SALTO  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  2,377  0,211    2,588
3  EOL  CASCATA  CELESC  Alteração de MUSD  0,000  2,377  0,211    2,588
3  PCH  OURO  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  2,299  0,211    2,510
3  PCH  COQUEIRAL  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  1,922  0,211    2,133
3  PCH  BARRA CLARA  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  1,922  0,211    2,133
3  EOL  CAMPO BELO  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  2,377  0,211    2,588
3  EOL  AMPARO  CELESC  Alteração de MUSD  0,000  2,377  0,211    2,588
3  EOL  AQUIBATA  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  2,377  0,211    2,588
3  EOL  CRUZ ALTA  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  2,377  0,211    2,588
6  UTE  CLEALCO QUEIROZ  CPFL  Alteração de MUSD  0,000  0,904  0,211    1,115
13  UTE  LUIZ OSCAR RODRIGUES DE MELO (LINHARES)  ESCELSA  Revisão Tarifária  0,000  2,272  0,211    2,483
6  UTE  VISTA ALEGRE - ELEKTRO  ELEKTRO  Alteração de MUSD  0,000  1,468  0,211    1,679
TUSDg
(R$/kW)

(Fl. 2 do Anexo VI da Nota Técnica no 156/2015-SGT/ANEEL, de 17/06/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
RU TIPO
CENTRAL GERADORA 
DISTRIBUIDORA
CLASSIFICAÇÃO 
COMPONENTES TUSDg 
(R$/kW) 
TUSDg 
(R$/kW) 
T 
D/DIT 
ONS 
6
UTE 
CONQUISTA DO PONTAL 
ELEKTRO 
Alteração de MUSD 
0,000
1,622
0,211
1,833
33
EOL
PALMARES
CEEE
Revisão Tarifária
0,000
2,233
0,211
2,444
3
PCH 
NOVA FATIMA 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
1,938
0,211
2,149
3
PCH
RIO FORTUNA
CELESC
Revisão Tarifária
0,000
1,938
0,211
2,149
3
PCH 
MOINHO 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
2,299
0,211
2,510
3
PCH 
JOAO BORGES 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
2,354
0,211
2,565
33
EOL 
FAZENDA ROSARIO 
CEEE 
Revisão Tarifária 
0,000
2,233
0,211
2,444
33
EOL
FAZENDA ROSARIO 3
CEEE
Revisão Tarifária
0,000
2,233
0,211
2,444
6
UTE 
COLOMBO SANTA ALBERTINA 
ELEKTRO 
Alteração de MUSD 
0,000
1,566
0,211
1,777
6
UTE
NARDINI
CPFL
Alteração de MUSD
0,000
2,558
0,211
2,769
6
UTE 
VIRALCOOL CASTILHO 
ELEKTRO 
Alteração de MUSD 
0,000
1,589
0,211
1,800
33
EOL 
FAZENDA ROSARIO 2 
CEEE 
Revisão Tarifária 
0,000
2,233
0,211
2,444
3
PCH 
SALTO GOES 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
1,562
0,211
1,773
19
UTE
PEDRO AFONSO
CELTINS
Revisão Tarifária
0,000
5,971
0,211
6,182
3
PCH 
PERY 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
1,648
0,211
1,859
3
PCH
SANTA ROSA
CELESC
Revisão Tarifária
0,000
1,938
0,211
2,149
14
PCH 
INXU 
EMT 
Alteração de MUSD 
0,000
6,064
0,211
6,275
6
UTE 
SAO MARTINHO ENERGIA 
CPFL 
Alteração de MUSD 
0,000
2,250
0,211
2,461
39
EOL 
VENTO ARAGANO I 
CEEE 
Revisão Tarifária 
0,000
5,705
0,211
5,916
39
EOL
CORREDOR DO SENANDES II
CEEE
Revisão Tarifária
0,000
5,705
0,211
5,916
39
EOL 
CORREDOR DO SENANDES III 
CEEE 
Revisão Tarifária 
0,000
5,705
0,211
5,916
39
EOL
CORREDOR DO SENANDES IV
CEEE
Revisão Tarifária
0,000
5,705
0,211
5,916
3
PCH 
CAPIVARI 
CELESC 
Revisão Tarifária 
0,000
1,938
0,211
2,149
22
PCH 
DOIDO 
COELBA 
nova 
1,319
18,720
0,211
20,251
5
UTE 
USI BIO 
COPEL 
nova 
0,000
4,661
0,211
4,872
6
UTE
COLOMBO ARIRANHA 2
CPFL
nova
0,000
2,680
0,211
2,891
6
UTE 
GUARANI TANABI 2 
CPFL 
nova 
0,000
1,597
0,211
1,808
6
PCH
SAN JUAN
ELEKTRO
nova
0,000
1,470
0,211
1,681
RU  TIPO  CENTRAL GERADORA  DISTRIBUIDORA  CLASSIFICAÇÃO  COMPONENTES TUSDg
(R$/kW)        TUSDg
(R$/kW)
          T  D/DIT  ONS    
6  UTE  CONQUISTA DO PONTAL  ELEKTRO  Alteração de MUSD  0,000  1,622  0,211    1,833
33  EOL  PALMARES  CEEE  Revisão Tarifária  0,000  2,233  0,211    2,444
3  PCH  NOVA FATIMA  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  1,938  0,211    2,149
3  PCH  RIO FORTUNA  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  1,938  0,211    2,149
3  PCH  MOINHO  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  2,299  0,211    2,510
3  PCH  JOAO BORGES  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  2,354  0,211    2,565
33  EOL  FAZENDA ROSARIO  CEEE  Revisão Tarifária  0,000  2,233  0,211    2,444
33  EOL  FAZENDA ROSARIO 3  CEEE  Revisão Tarifária  0,000  2,233  0,211    2,444
6  UTE  COLOMBO SANTA ALBERTINA  ELEKTRO  Alteração de MUSD  0,000  1,566  0,211    1,777
6  UTE  NARDINI  CPFL  Alteração de MUSD  0,000  2,558  0,211    2,769
6  UTE  VIRALCOOL CASTILHO  ELEKTRO  Alteração de MUSD  0,000  1,589  0,211    1,800
33  EOL  FAZENDA ROSARIO 2  CEEE  Revisão Tarifária  0,000  2,233  0,211    2,444
3  PCH  SALTO GOES  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  1,562  0,211    1,773
19  UTE  PEDRO AFONSO  CELTINS  Revisão Tarifária  0,000  5,971  0,211    6,182
3  PCH  PERY  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  1,648  0,211    1,859
3  PCH  SANTA ROSA  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  1,938  0,211    2,149
14  PCH  INXU  EMT  Alteração de MUSD  0,000  6,064  0,211    6,275
6  UTE  SAO MARTINHO ENERGIA  CPFL  Alteração de MUSD  0,000  2,250  0,211    2,461
39  EOL  VENTO ARAGANO I  CEEE  Revisão Tarifária  0,000  5,705  0,211    5,916
39  EOL  CORREDOR DO SENANDES II  CEEE  Revisão Tarifária  0,000  5,705  0,211    5,916
39  EOL  CORREDOR DO SENANDES III  CEEE  Revisão Tarifária  0,000  5,705  0,211    5,916
39  EOL  CORREDOR DO SENANDES IV  CEEE  Revisão Tarifária  0,000  5,705  0,211    5,916
3  PCH  CAPIVARI  CELESC  Revisão Tarifária  0,000  1,938  0,211    2,149
22  PCH  DOIDO  COELBA  nova  1,319  18,720  0,211    20,251
5  UTE  USI BIO  COPEL  nova  0,000  4,661  0,211    4,872
6  UTE  COLOMBO ARIRANHA 2  CPFL  nova  0,000  2,680  0,211    2,891
6  UTE  GUARANI TANABI 2  CPFL  nova  0,000  1,597  0,211    1,808
6  PCH  SAN JUAN  ELEKTRO  nova  0,000  1,470  0,211    1,681
TUSDg
(R$/kW)

48581.001977/2016-00 
ANEXO III 
 
TUSDg DE REFERÊNCIA PARA NOVAS CENTRAIS GERADORAS QUE ENTREM EM OPERAÇÃO NO 
CICLO 2016/2017, MAS NÃO LISTADAS NO ANEXO II, E PARA CENTRAIS GERADORAS COM CUSD 
PARA ACESSO EM CARÁTER TEMPORÁRIO QUE SERVIRÃO DE BASE PARA O CÁLCULO DA TUSDg 
A SER HOMOLOGADA NA DATA CONTRATUAL DE REVISÃO OU REAJUSTE TARIFÁRIO DE CADA 
DISTRIBUIDORA 
 
DISTRIBUIDORA 
TUSDg - REFERÊNCIA 
R$/kW (mês) 
 AMPLA  
1,050 
 BANDEIRANTE  
4,295 
 CAIUA  
1,709 
 CEB-DIS  
2,311 
 CEEE-D  
4,180 
 CELESC-DIS  
2,361 
 CELG-D  
3,385 
 CELPA  
6,832 
 CELTINS  
5,337 
 CEMIG-D  
3,758 
 CEPISA  
4,211 
 CERON  
6,469 
 CNEE  
1,734 
 COELBA  
12,100 
 COPEL-DIS  
4,437 
 COSERN  
1,536 
 CPFL LESTE PAULISTA  
1,489 
 CPFL PAULISTA  
2,067 
 CPFL PIRATININGA  
1,540 
 CPFL SANTA CRUZ  
2,447 
 EDEVP  
1,740 
 ELEKTRO  
1,752 
 ELETROPAULO  
1,379 
 EMG  
2,266 
 EMS   
6,885 
 EMT  
6,600 
 ESCELSA  
2,474 
 LIGHT  
2,000 
 RGE  
3,294
DISTRIBUIDORA  TUSDg - REFERÊNCIA
R$/kW (mês)
AMPLA  1,050
BANDEIRANTE  4,295
CAIUA  1,709
CEB-DIS  2,311
CEEE-D  4,180
CELESC-DIS  2,361
CELG-D  3,385
CELPA  6,832
CELTINS  5,337
CEMIG-D  3,758
CEPISA  4,211
CERON  6,469
CNEE  1,734
COELBA  12,100
COPEL-DIS  4,437
COSERN  1,536
CPFL LESTE PAULISTA  1,489
CPFL PAULISTA  2,067
CPFL PIRATININGA  1,540
CPFL SANTA CRUZ  2,447
EDEVP  1,740
ELEKTRO  1,752
ELETROPAULO  1,379
EMG  2,266
EMS  6,885
EMT  6,600
ESCELSA  2,474
LIGHT  2,000
RGE  3,294

48581.001977/2016-00 
ANEXO IV 
LIMITADOR DA TUSDg A SER CONSIDERADO NO CICLO 2016/2017 
 
RU 
TUSDg – LIMITADOR
(R$/kW mês) 
1 
2,667 
2 
2,463 
3 
3,850 
4 
3,719 
5 
3,832 
6 
3,831 
7 
2,173 
8 
1,835 
9 
2,240 
11 
2,599 
12 
2,744 
13 
1,561 
14 
5,200 
15 
3,139 
16 
4,043 
17 
3,400 
18 
2,800 
19 
3,838 
20 
1,448 
21 
1,959 
22 
3,358 
23 
4,991 
24 
3,143 
25 
2,144 
27 
3,618 
28 
6,064 
29 
2,491 
30 
3,404 
31 
2,980 
32 
1,684 
33 
2,811 
34 
1,683 
35 
4,096 
36 
5,312 
37 
1,951 
39 
3,982 
40 
3,378
RU    TUSDg – LIMITADOR  
    (R$/kW mês)  
1  2,667    
2  2,463    
3  3,850    
4  3,719    
5  3,832    
6  3,831    
7  2,173    
8  1,835    
9  2,240    
11  2,599    
12  2,744    
13  1,561    
14  5,200    
15  3,139    
16  4,043    
17  3,400    
18  2,800    
19  3,838    
20  1,448    
21  1,959    
22  3,358    
23  4,991    
24  3,143    
25  2,144    
27  3,618    
28  6,064    
29  2,491    
30  3,404    
31  2,980    
32  1,684    
33  2,811    
34  1,683    
35  4,096    
36  5,312    
37  1,951    
39  3,982    
40  3,378    

48581.001977/2016-00 
ANEXO V 
 
ENCARGOS ANUAIS A SEREM PAGOS AO ONS E ÀS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO– 
PERÍODO 2016/2017 – DE ACORDO COM REN Nº 349/2009 (TUSDg-T E TUSDg-ONS) 
 
Distribuidora 
Encargo (R$/ano) 
Rede Básica 
ONS 
 AMPLA  
0,00 
1.043.532,00 
 BANDEIRANTE  
0,00 
425.973,60 
 CAIUA  
0,00 
38.376,00 
 CEB-DIS  
0,00 
534.252,00 
 CEEE-D  
0,00 
390.358,44 
 CELESC-DIS  
0,00 
2.082.319,33 
 CELG-D  
0,00 
2.218.475,23 
 CELPA  
0,00 
266.565,60 
 CELTINS  
0,00 
302.399,29 
 CEMIG-D  
1.537.272,00 
10.439.623,27 
 CEPISA  
0,00 
204.120,00 
 CERON  
5.699.683,20 
350.402,40 
 CNEE  
0,00 
229.016,16 
 COELBA  
186.736,92 
733.208,35 
 COPEL-DIS  
0,00 
1.848.593,50 
 COSERN  
2.018.446,56 
300.749,76 
 CPFL LESTE PAULISTA 
0,00 
645.690,96 
 CPFL PAULISTA  
0,00 
6.801.663,50 
 CPFL PIRATININGA  
0,00 
180.072,00 
 CPFL SANTA CRUZ  
0,00 
391.140,00 
 EDEVP  
0,00 
1.051.502,40 
 ELEKTRO  
0,00 
6.772.705,80 
 ELETROPAULO  
0,00 
751.284,00 
 EMG  
0,00 
583.197,12 
 EMS   
0,00 
2.262.361,20 
 EMT  
30.717.291,25 
2.960.948,29 
 ESCELSA  
0,00 
1.660.103,27 
 LIGHT  
0,00 
9.445.901,11 
 RGE  
1.980.180,00 
1.263.888,12
Distribuidora  Encargo (R$/ano)  
  Rede Básica  ONS
AMPLA  0,00  1.043.532,00
BANDEIRANTE  0,00  425.973,60
CAIUA  0,00  38.376,00
CEB-DIS  0,00  534.252,00
CEEE-D  0,00  390.358,44
CELESC-DIS  0,00  2.082.319,33
CELG-D  0,00  2.218.475,23
CELPA  0,00  266.565,60
CELTINS  0,00  302.399,29
CEMIG-D  1.537.272,00  10.439.623,27
CEPISA  0,00  204.120,00
CERON  5.699.683,20  350.402,40
CNEE  0,00  229.016,16
COELBA  186.736,92  733.208,35
COPEL-DIS  0,00  1.848.593,50
COSERN  2.018.446,56  300.749,76
CPFL LESTE PAULISTA  0,00  645.690,96
CPFL PAULISTA  0,00  6.801.663,50
CPFL PIRATININGA  0,00  180.072,00
CPFL SANTA CRUZ  0,00  391.140,00
EDEVP  0,00  1.051.502,40
ELEKTRO  0,00  6.772.705,80
ELETROPAULO  0,00  751.284,00
EMG  0,00  583.197,12
EMS  0,00  2.262.361,20
EMT  30.717.291,25  2.960.948,29
ESCELSA  0,00  1.660.103,27
LIGHT  0,00  9.445.901,11
RGE  1.980.180,00  1.263.888,12

48581.001977/2016-00 
ANEXO VI 
 
ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À CONSULTA PÚBLICA Nº 3/2016 
 
 
RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À CONSULTA PÚBLICA Nº 3/2016 
 
Colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da base de dados preliminar para o cálculo das Tarifas de Uso do 
Sistema de Transmissão – TUST e Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição para centrais geradoras – TUSDg do ciclo tarifário 
2016 -2017. 
 
Lista de contribuições:
COELBA 
AES BRASIL 
CPFL GERAÇÃO 
ELEKTRO 
CPFL ENERGIA 
CEMIG-D 
LIGHT 
SERVENG 
AUTOR
TEXTO
APROVEITAMENTO
JUSTIFICATIVA
COELBA 
Correção de subsistema da barra 96492
Aceita
-
Retirada de LT 96477- 96482 devido a seccionamento.
Aceita
-
Correção de parâmetros da linha 6365-6317
Aceita
-
Inclusão/exclusão de bay de linhas.
Aceita
-
Alteração dos dados da EOL Ventos da Bahia VIII
Aceita
-
AES Brasil – 
AES 
Eletropaulo 
Barras e cargas: 
Atualização de nomes de barras e inclusão de novas barras 
Aceita 
- 
Linhas e transformadores
Correção de parâmetros de linhas e atualização dos nomes 
de barras conforme item anterior. 
 
Aceita 
- 
CPFL 
Geração 
Solicita inclusão da SE Morro Agudo 500/138 kV e 
seccionamento correspondente por pertencer ao ciclo 
tarifário 2016/2017. 
Aceita 
- 
ELEKTRO 
Incluir no cálculo da TUSD-g as usinas Energy Works e 
Ferro ligas Piracicaba 
 
Aceita 
- 
Alterar o montante de carga com a CPFL no ponto Piedade.
Aceita
-
CPFL 
CPFL Paulista: Pasta “Barras e Cargas”: 
 
1) Barra 2162 LINS: correção do valor do MUST. Foi 
necessário adequar o valor das perdas para fechar 
o MUST. 
 
2) Barras 3419 MORADASOL: Barra da CPFL 
Piratininga, que contrata MUSD com a CPFL 
Paulista. Atualização do MUSD. Para manter o 
MUST total no ponto de fronteira, foi necessário 
ajustar os valores das Barras 2218 e 2247.    
 
Pasta “Usinas”: Usinas 92700 e 92701; acerto do MUSD 
contratado. 
 
A base de dados TUSDg 2016-2017 foi retificada com as 
correções mencionadas e consta como anexo desta 
contribuição. 
(CP 
003-2016 
- 
Base_Dados_TUSDg_2016_2017 - CPFL PAULISTA - 
Aceita 
-
AUTOR  TEXTO  APROVEITAMENTO  JUSTIFICATIVA
COELBA  Correção de subsistema da barra 96492  Aceita  -
  Retirada de LT 96477- 96482 devido a seccionamento.  Aceita  -
  Correção de parâmetros da linha 6365-6317  Aceita  -
  Inclusão/exclusão de bay de linhas.  Aceita  -
  Alteração dos dados da EOL Ventos da Bahia VIII  Aceita  -
AES Brasil –
AES
Eletropaulo  Barras e cargas:
Atualização de nomes de barras e inclusão de novas barras  Aceita  -
  Linhas e transformadores
Correção de parâmetros de linhas e atualização dos nomes
de barras conforme item anterior.  Aceita  -
CPFL
Geração  Solicita inclusão da SE Morro Agudo 500/138 kV e
seccionamento correspondente por pertencer ao ciclo
tarifário 2016/2017.  Aceita  -
ELEKTRO  Incluir no cálculo da TUSD-g as usinas Energy Works e
Ferro ligas Piracicaba  Aceita  -
  Alterar o montante de carga com a CPFL no ponto Piedade.  Aceita  -
CPFL  CPFL Paulista: Pasta “Barras e Cargas”:
1) Barra 2162 LINS: correção do valor do MUST. Foi
necessário adequar o valor das perdas para fechar
o MUST.
2) Barras 3419 MORADASOL: Barra da CPFL
Piratininga, que contrata MUSD com a CPFL
Paulista. Atualização do MUSD. Para manter o
MUST total no ponto de fronteira, foi necessário
ajustar os valores das Barras 2218 e 2247.
Pasta “Usinas”: Usinas 92700 e 92701; acerto do MUSD
contratado.
A base de dados TUSDg 2016-2017 foi retificada com as
correções mencionadas e consta como anexo desta
contribuição. (CP 003-2016 -
Base_Dados_TUSDg_2016_2017 - CPFL PAULISTA -  Aceita  -

(Fl. 2 do Anexo VI da Nota Técnica no 156/2015-SGT/ANEEL, de 17/06/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Rev02). 
 
 
CPFL Piratininga: Pasta “Barras e Cargas”:
 
Alteração dos montantes das barras 94906 e 94907. Barras 
da ELEKTRO, que contrata MUSD com a CPFL Piratininga 
nestas barras.  
 
As informações previamente encaminhadas pela CPFL 
Piratininga e pela ELEKTRO tinham dados divergentes. 
Após contato com a ELEKTRO ficou combinado que a CPFL 
Piratininga se responsabilizará pelo envio das informações 
atualizadas. 
 
A base de dados TUSDg 2016-2017 foi retificada com as 
correções mencionadas e consta como anexo desta 
contribuição. 
(CP 
003-2016 
- 
Base_Dados_TUSDg_2016_2017 - PIRATININGA - Rev01). 
 
 
Aceita 
- 
RGE: Pasta “Barras e Cargas”:
 
Nas barras n° 1275 e 2068 (SMARTA---138 e CACHOEIR-
138), foram encontradas divergências entre os valores de 
MUST informados pela RGE (enviado em 15/02/2016) e os 
valores informados na base disponibilizada pela Consulta 
Pública 003/2016. 
 
Os dados corretos das barras TUSDg 2016-2017 constam 
como anexo desta contribuição (CP003-2016 
Base_Dados_TUSDg_2016_2017 - RGE). 
Aceita 
- 
CEMIG 
Solicitamos atualização nº CEG da UTE Delta de
UTE.PE.MG.031093-0.01 para UTE.AI.MG.028219-7.01 e 
atualização do MUSD contratado. 
Nota: Dados encaminhados no arquivo anexo 
TUSDg_2016_2017_CEMIG_CP003.xlsx. 
Aceito 
- 
Apresentação dos dados para atualização da base de
Não aceito 
Não faz parte do 
escopo da consulta 
pública. 
dados no formato do EditCepel ao invés de planilha Excel e
Não aceito 
Não faz parte do 
escopo da consulta 
pública. 
LIGHT 
Alterações de parâmetros e exclusão de linha/Trafo na base 
de dados. 
Aceita 
- 
SERVENG 
ENERGIA 
Refletir alterações de MUST de geradores decorrentes de 
aditivos contratuais na base de dados. 
Aceita 
-
  Rev02).    
  CPFL Piratininga: Pasta “Barras e Cargas”:
Alteração dos montantes das barras 94906 e 94907. Barras
da ELEKTRO, que contrata MUSD com a CPFL Piratininga
nestas barras.
As informações previamente encaminhadas pela CPFL
Piratininga e pela ELEKTRO tinham dados divergentes.
Após contato com a ELEKTRO ficou combinado que a CPFL
Piratininga se responsabilizará pelo envio das informações
atualizadas.
A base de dados TUSDg 2016-2017 foi retificada com as
correções mencionadas e consta como anexo desta
contribuição. (CP 003-2016 -
Base_Dados_TUSDg_2016_2017 - PIRATININGA - Rev01).  Aceita  -
  RGE: Pasta “Barras e Cargas”:
Nas barras n° 1275 e 2068 (SMARTA---138 e CACHOEIR-
138), foram encontradas divergências entre os valores de
MUST informados pela RGE (enviado em 15/02/2016) e os
valores informados na base disponibilizada pela Consulta
Pública 003/2016.
Os dados corretos das barras TUSDg 2016-2017 constam
como anexo desta contribuição (CP003-2016
Base_Dados_TUSDg_2016_2017 - RGE).  Aceita  -
CEMIG  Solicitamos atualização nº CEG da UTE Delta de
UTE.PE.MG.031093-0.01 para UTE.AI.MG.028219-7.01 e
atualização do MUSD contratado.
Nota: Dados encaminhados no arquivo anexo
TUSDg_2016_2017_CEMIG_CP003.xlsx.  Aceito  -
  Apresentação dos dados para atualização da base de  Não aceito  Não faz parte do
escopo da consulta
pública.
  dados no formato do EditCepel ao invés de planilha Excel e  Não aceito  Não faz parte do
escopo da consulta
pública.
LIGHT  Alterações de parâmetros e exclusão de linha/Trafo na base
de dados.  Aceita  -
SERVENG
ENERGIA  Refletir alterações de MUST de geradores decorrentes de
aditivos contratuais na base de dados.  Aceita  -