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

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

3 de 21 
 
de uso do sistema de transmissão que deverão ser mensalmente aplicados às distribuidoras que possuam 
em sua área de concessão centrais geradoras conectadas em nível de tensão de 138 e 88 kV e (viii) da 
base de dados de cálculo da TUST, todos para o período de 1º de julho de 2022 a 30 de junho de 2023. 
II.1 Estabelecimento da RAP 
II.1.1 Regra geral 
9. 
A RAP destinada às transmissoras devido à prestação de serviço público de transmissão de 
energia elétrica é reajustada anualmente a partir da soma das parcelas de receita, referentes às 
instalações de transmissão em operação comercial no ciclo anterior, atualizadas pelo Índice de Variação 
da Inflação (IVI)i-16. 
10. 
Os contratos de concessão de transmissão definem o índice a ser utilizado no reajuste. 
Alguns contratos adotam o Índice Geral de Preços de Mercado (IGP-M), da Fundação Getúlio Vargas (FGV), 
outros o Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), calculado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e 
Estatística (IBGE). 
11. 
Os valores do IVI para o Ciclo 2022-2023 para os contratos reajustados pelo IGP-M e IPCA 
são respectivamente 1,107233872227246 e 1,11731212845584. 
12. 
Além da atualização das receitas, no reajuste da RAP são refletidos, entre outros, os 
resultados (i) das revisões periódicas de receita das transmissoras, aprovadas pela ANEEL; (ii) das novas 
parcelas de RAP estabelecidas para os reforços autorizados sem estabelecimento prévio de receita; (iii) 
das reduções em 50% da RAP no décimo sexto ano, previstas em alguns contratos de concessão; e (iii) de 
outras decisões publicadas pela ANEEL ao longo do ciclo 2021/2022. 
II.1.2 Parcelas de ajuste e outros componentes financeiros 
13. 
A arrecadação e as necessidades de receita são variáveis ao longo do ciclo tarifário em 
função, por exemplo, da entrada em operação comercial de novas instalações no sistema, com suas 
 
6 O IVIi-1 é o quociente do índice indicado no Contrato de Concessão, do mês de maio do período i-1, pelo índice do mês de 
maio do período i-2.

4 de 21 
 
respectivas receitas, e da dinâmica de contratação do uso da rede pelos usuários. 
14. 
Como as tarifas de transmissão são fixas por um ano, os contratos de concessão preveem 
um mecanismo, a Parcela de Ajuste (PA), para fazer frente ao superávit ou déficit de arrecadação que 
ocorre ao longo do período. A PA é calculada anualmente de acordo com os contratos de concessão, ou 
atos de equiparação, e com o que consta no Submódulo 9.3 do Proret. 
15. 
A PA e os componentes financeiros a serem compensados no ciclo 2022- 2023 são 
compostos das seguintes parcelas: 
a) PA Apuração: compensa o déficit ou superávit de arrecadação apurado pelo ONS no ciclo 
2021-2022; 
b) PA Qualidade DIT: corresponde ao valor a ser descontado da receita das transmissoras 
devido a violações dos limites de continuidade dos pontos de conexão nas Demais Instalações de 
Transmissão (DIT), em conformidade com os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no 
Sistema Elétrico Nacional (Prodist); 
c) PA Autorizadas sem RAP prévia: compreende os valores retroativos referentes aos reforços 
autorizados sem a definição prévia de receita; 
d) PA Revisão: reflete alterações e ajustes resultantes das revisões periódicas de receita 
ocorridas em ciclos anteriores; 
e) PA Outros Ajustes: consolida diversos ajustes decorrentes, por exemplo, da correção de 
datas de entrada em operação comercial de instalações, de erros materiais verificados na definição das 
RAP de ciclos anteriores, da restituição de valores relativos a instalações de transmissão que não 
operaram durante todo ou parte do ciclo tarifário anterior, etc. 
f) Financeiro Melhorias: trata as anuidades de melhorias de pequeno porte, disposta no 
Submódulo 9.1 do Proret, e corresponde ao valor para cobertura dos investimentos em melhorias de 
pequeno porte; 
g) ICG/IE: trata de ajustes dos ciclos anteriores e relativos às Instalações de Transmissão de 
Interesse Exclusivo para Conexão Compartilhada (ICG) e das Instalações de Transmissão de Interesse 
Exclusivo para Conexão Individual (IEG). 
16. 
Essas componentes somadas totalizaram -R$ 278.719.616,05 a serem ressarcidos às

5 de 21 
 
transmissoras ao longo do ciclo 2022-2023, conforme detalhado na Tabela 1. 
Tabela 1. Parcelas de Ajuste (PA) e componentes financeiros. 
Tipo 
Rede Básica (R$) 
Rede Básica  
de Fronteira (R$) 
DIT  
Compartilhada 
(R$) 
DIT de Uso  
Exclusivo (R$) 
ICG /IEG 
TOTAL (R$) 
Financeiro 
Melhorias 
195.573.997,93 
0,00 
0,00 
0,00 
  
195.573.997,93 
PA Apuração 
-1.033.349.268,66 
-220.635.148,38 
93.507.497,76 
0,00 
  
-1.160.476.919,28 
PA Instalações 
Autorizadas sem 
RAP prévia 
65.060.590,44 
5.031.966,44 
1.552.055,63 
15.892.980,04 
  
87.537.592,55 
PA Outros 
Ajustes 
114.063.381,93 
-17.733.444,29 
2.534.297,11 -21.140.945,33 5.889.958,27 
83.613.247,69 
PA Qualidade 
DIT 
0,00 
0,00 
0,00 
-8.350.309,61 
  
-8.350.309,61 
PA Revisão 
207.020.732,37 
198.209.096,86 
35.849.152,75 
82.303.792,69 
  
523.382.774,67 
TOTAL 
-451.630.565,99 
-35.127.529,37 133.443.003,25 
68.705.517,79 5.889.958,27 
-278.719.616,05 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária. 
 
II.1.3 Parcela variável 
17. 
A Parcela Variável (PV) é o desconto aplicado na RAP das transmissoras por 
indisponibilidades, restrições operativas ou atrasos na entrada em operação de instalações integrantes 
da Rede Básica7. A redução de receita devido à aplicação da PV, no período de junho de 2021 a maio de 
2022, totalizou R$ 500.762.679,74 conforme detalhado na Tabela 2. 
Tabela 2. Descontos aplicados nas receitas das transmissoras de junho de 2020 a maio de 2021. 
 
Concessionárias 
Parcela variável descontada (R$) 
NÃO LICITADAS 
1.041.864,80 
NÃO LICITADAS PRORROGADAS 
229.042.863,98 
LICITADAS 
266.856.352,24 
INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS 
3.821.598,72 
TOTAL 
500.762.679,74 
Fonte: CARTA CTA-ONS DTA/SA 1106/2022 - SIC nº 48513.016985/2022-00. 
 
II.1.4 Carta CGT Eletrosul 
 
7 Conforme Módulo 4 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL 
nº 906, de 8 de dezembro de 2020.
Tipo      Rede Básica (R$)      Rede Básica
de Fronteira (R$)        DIT    DIT de Uso
Exclusivo (R$)      ICG /IEG      TOTAL (R$)    
                    Compartilhada                    
                    (R$)                    
      195.573.997,93      0,00      0,00      0,00            195.573.997,93    
      -1.033.349.268,66      -220.635.148,38      93.507.497,76      0,00              -1.160.476.919,28  
      65.060.590,44      5.031.966,44      1.552.055,63      15.892.980,04            87.537.592,55    
      114.063.381,93      -17.733.444,29      2.534.297,11      -21.140.945,33      5.889.958,27      83.613.247,69    
      0,00      0,00      0,00      -8.350.309,61            -8.350.309,61    
      207.020.732,37      198.209.096,86      35.849.152,75      82.303.792,69              523.382.774,67  
  TOTAL      -451.630.565,99      -35.127.529,37      133.443.003,25      68.705.517,79      5.889.958,27      -278.719.616,05  
Rede Básica
de Fronteira (R$)
DIT de Uso
Exclusivo (R$)
  Concessionárias    Parcela variável descontada (R$)  

6 de 21 
 
18. 
Por meio da Carta CE DRP-0050/20228, de 17 de junho de 2022, a CGT Eletrosul requisitou: 
a) revisar a lista de módulos disponibilizada por meio do Despacho nº 1.425/2022, de 
modo a contemplar os ajustes de receita já processados por ocasião da REH nº 2.959/2021 e 
relacionados com o fim da concessão da Conversora de Uruguaiana (PRT MME nº 624/2014); 
 
b) analisar os pleitos constantes na CE DRP-0121/20219, de 25 de outubro de 2021, não 
verificados por ocasião da análise dos recursos do ciclo anterior, quais sejam: 
 
(b.1) revisão do cálculo do modelo DEA relativo à LT 138 kV Biguaçu-Florianópolis C1 e 
C2, processado no ciclo 2021-2022; e 
(b.2) alteração do titular do Contrato nº 004/2012 para CGT Eletrosul. 
 
19. 
Considerados os argumentos apresentados pela CGT Eletrosul, a SGT recomendou a 
republicação da lista de módulos constante no Despacho nº 1.425/2022, de modo a contemplar os ajustes 
de receita já processados por ocasião da REH nº 2.959/2021 e relacionados com o fim da equiparação da 
Conversora de Uruguaiana (PRT MME nº 624/2014).  
20. 
Quanto ao pleito relativo à revisão do cálculo de redução da receita de O&M da PRT 
579/2012 em virtude da transferência LT 138 kV Biguaçu-Florianópolis C1 e C2, a SGT reconstituiu metade 
do valor processado no ciclo anterior. 
21. 
Com relação ao pleito de alteração do titular do Contrato nº 004/2012 para CGT Eletrosul, 
a SGT informou que, após ouvida a área de concessões, as instalações do referido contrato foram 
alteradas. 
II.1.5 Resultados 
22. 
O resultado global da RAP da Rede Básica para o ciclo 2022-2023 totaliza R$           
41.926.458.424,44 e representa um aumento de 19,60% em relação ao ciclo 2021-2022, conforme 
detalhado na Tabela 3. As principais razões desse aumento são (i) o índice de reajuste previsto nos 
contratos de concessão; (ii) a expansão do sistema de transmissão, com entrada em operação de 23 novos 
contratos, além das melhorias autorizadas; e (iii) os efeitos das revisões das receitas das concessionárias 
 
8 Sicnet nº 48513.016361/2022-00. 
9 Sicnet nº 48513.029229/2021-00.

7 de 21 
 
licitadas.  
Tabela 3. Resultado global da RAP da Rede Básica (R$). 
Itens 
Ciclo 2021-2022* 
Ciclo 2022-2023 
Efeito % 
Econômico 
29.505.833.499,25 
36.380.448.452,97 
19,60% 
Financeiro 
2.443.310.611,62 
3.680.822.673,34 
3,50% 
Previsão de Obras 
3.117.105.938,00 
1.865.187.298,13 
-3,60% 
Total 
  35.066.250.048,87  
             41.926.458.424,44  
19,60% 
        (*) Ciclo praticado conforme REH nº 2.959/2021. 
 
23. 
As Tabelas 4 a 7 sintetizam os valores da RAP, por tipo de receita, para o Ciclo Tarifário 
2022-2023, a preços de junho de 2022. 
Tabela 4. RAP da Rede Básica (R$) 
Ref.: Jun-2022 
  
RBSE [1] 
RBNI [2] 
Acesso à RB [3] 
RBL [4] 
RMEL [5] 
TOTAL 
Rede Básica 
9.794.570.954,09 
1.949.906.879,81 
8.152.568,64 
20.807.113.305,87 
153.478.765,87 
32.713.222.474,28 
RB de Fronteira 
1.609.502.203,55 
903.370.019,41 
0,00 
799.947.451,15 
71.802.165,89 
3.384.621.840,00 
TOTAL 
11.404.073.157,64 
2.853.276.899,22 
8.152.568,64 
21.607.060.757,02 
225.280.931,76 
36.097.844.314,28 
[1] Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que consta no contrato de concessão sob esta 
denominação. [2] Receitas de novas instalações autorizadas. [3] Receitas de conexões à Rede Básica. [4] Receitas das instalações licitadas. 
[5] Receitas das melhorias. 
 
Tabela 5. Receita Anual Permitida das Demais Instalações de Transmissão (R$) 
Ref.: Jun-2022 
  
RPC [1] 
RCDM [2] 
RPEC [3] 
RMEL [4] 
TOTAL 
DIT compartilhada 
519.281.312,10 
199.690.624,10 
20.493.551,85 
6.633.127,61 
746.098.615,66 
DIT de uso exclusivo 
2.292.707.113,40 
399.780.921,34 
185.102.122,18 
30.235.993,60 
2.907.826.150,52 
TOTAL 
2.811.988.425,50 
599.471.545,44 
205.595.674,03 
36.869.121,21 
3.653.924.766,18 
[1] Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que consta no contrato de concessão sob esta 
denominação. [2] Receitas de novas instalações autorizadas.[3] Receitas das instalações licitadas. [4] Receitas das melhorias. 
 
Tabela 6. RAP das instalações de interesse exclusivo de centrais de geração (R$) 
Ref.: Jun-2022 
RICG [1] 
RICGNI [2] 
RIEG [3] 
TOTAL 
91.928.100,12 
31.069.243,11 
30.633.812,13 
153.631.155,36 
 [1] Receita relativa às ICG licitadas. [2] Receitas de novas ICG autorizadas. [3] Receita relativa às IEG licitadas. 
 
 
Tabela 7. RAP das interligações internacionais (R$)
  Itens  Ciclo 2021-2022*      Ciclo 2022-2023    Efeito %  
  Econômico  29.505.833.499,25      36.380.448.452,97    19,60%  
  Financeiro  2.443.310.611,62      3.680.822.673,34    3,50%  
  Previsão de Obras  3.117.105.938,00      1.865.187.298,13    -3,60%  
  Total  35.066.250.048,87      41.926.458.424,44    19,60%  
Ref.: Jun-2022                            
    RBSE [1]  RBNI [2]      Acesso à RB [3]      RBL [4]  RMEL [5]      TOTAL  
  9.794.570.954,09    1.949.906.879,81    8.152.568,64      20.807.113.305,87    153.478.765,87    32.713.222.474,28    
  1.609.502.203,55    903.370.019,41    0,00      799.947.451,15    71.802.165,89    3.384.621.840,00    
TOTAL    11.404.073.157,64  2.853.276.899,22      8.152.568,64      21.607.060.757,02  225.280.931,76      36.097.844.314,28  
Ref.: Jun-2022                          
    RPC [1]      RCDM [2]      RPEC [3]      RMEL [4]    TOTAL
  519.281.312,10      199.690.624,10      20.493.551,85      6.633.127,61    746.098.615,66  
  2.292.707.113,40      399.780.921,34      185.102.122,18      30.235.993,60      2.907.826.150,52
TOTAL    2.811.988.425,50      599.471.545,44      205.595.674,03      36.869.121,21    3.653.924.766,18
RICG [1]    RICGNI [2]      RIEG [3]  TOTAL
91.928.100,12    31.069.243,11    30.633.812,13    153.631.155,36

8 de 21 
 
Ref.: Jun-2022 
REQ [1] 
REQNI [2] 
RMEL [3] 
TOTAL 
380.950.337,75 
14.763.835,60 
163.582,89 
395.877.756,24 
 [1] Receita relativa às interligações internacionais equiparadas. [2] Receitas de novas instalações de interligações internacionais 
autorizadas. [3] Receitas das melhorias 
 
II.2 TUST 
II.2.1 Regra geral 
24. 
O procedimento de cálculo da TUST segue o estabelecido no Submódulo 9.4 do Proret, a 
partir da metodologia Nodal, considerando o cenário regional como caso base de fluxo de potência, com 
as tarifas publicadas por ponto de conexão, para a carga e a geração. 
25. 
O Submódulo 9.4 do Proret, aprovado recentemente pela REN nº 1.024/2022, após duas 
fases de consulta pública, que também tive a oportunidade de ser o Relator, determina que todas as TUST 
estabilizadas para o segmento geração, homologadas nos termos das REN nº 267/2007 e 559/2013, 
devem ser aplicadas até o término da estabilização. Assim, essas tarifas foram atualizadas pelo Índice de 
Atualização da Transmissão (IAT), conforme a Tabela 1: 
Tabela 8. Composição do IAT para o ciclo sob cálculo. 
Índices 
Índice acumulado 
Proporção de RAP de Rede 
Básica em operação 
jun/2021 a jun/2022 
2022-2023 
IGP-M 
10,72% 
13,91% 
IPCA 
11,73% 
86,09% 
IAT 
11,59% 
 
26. 
Ao fim do prazo de estabilização, as tarifas das centrais de geração10 passam a ser 
controladas por ponto de conexão, mediante envoltória tarifária, aplicando-se os procedimentos 
transitórios. Para o segmento consumo, a TUST deve ser definida a cada ciclo tarifário, nos postos 
tarifários de ponta e fora de ponta, com o montante a ser arrecadado rateado de forma proporcional ao 
 
10 Exceto as centrais em regime integral de cotas de garantia física.
  REQ [1]      REQNI [2]      RMEL [3]      TOTAL  
380.950.337,75      14.763.835,60      163.582,89        395.877.756,24  
Índices  Índice acumulado        Proporção de RAP de Rede  
          Básica em operação  
    jun/2021 a jun/2022      2022-2023  
IGP-M  10,72%      13,91%    
IPCA  11,73%      86,09%    
IAT  11,59%          

9 de 21 
 
total de Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST) contratado em cada horário. 
27. 
Ressalta-se que, para o processo da TUST e TUSTg, apresentado mais adiante neste voto, a 
SGT instaurou, de 9 a 20 de maio 2022, a Tomada de Subsídios nº 007/2022 para obter subsídios relativos 
à base de dados preliminar para o cálculo do ciclo tarifário 2022-2023. 
II.2.2 Tarifa de Transporte de Itaipu 
28. 
A Tarifa de Transporte de Itaipu foi calculada a partir do Encargo de Conexão devido à 
Furnas e das PAs referentes à previsão da Demanda Anual de potência do ciclo 2021/2022 e às variações 
da RAP oriundas de revisão ou outros ajustes, conforme detalhado na Tabela 2. A tarifa de R$ 
11.738,71/MW deverá ser paga diretamente à Furnas pelos contratantes da energia da Itaipu, 
proporcionalmente às suas cotas-parte. 
Tabela 9. Parâmetros de cálculo da Tarifa de Transporte de Itaipu. 
Parâmetros de cálculo 
2021-2022 
2022-2023 
Variação 
Encargo de Conexão (R$) 
1.207.486.153,57 1.477.827.301,21 
22,4% 
PA RAP (R$) 
23.235.409,97 
-12.298.932,19 -152,9% 
PA DEMANDA ANUAL (R$) 
21.228.963,29 
-11.102.410,14 -152,3% 
Encargo a ser arrecadado (R$) 
1.251.950.526,83 1.454.425.958,88 
16,2% 
Demanda anual (MW) 
126.000,00 
123.900,00 
-1,7% 
Tarifa de Transporte Itaipu (R$/MW) 
9.936,12 
11.738,71 
18,1% 
 
II.2.3 Tarifas de Importação/Exportação e de Interligações internacionais 
29. 
A TUSTIMP/EXP e TUII, apresentadas nas Tabelas 10 e 11, atendem à REN nº 666/2015, que 
regula a contratação e forma da cobrança do uso do sistema de transmissão por esses agentes. A elevação 
significativa das tarifas decorre do aumento do fator “f”, utilizado na conversão das tarifas por demanda 
(R$/MW) para tarifas por consumo (R$/MWh) e calculado pela relação entre a potência instalada e a 
garantia física do parque gerador em operação, em 54%, e da atualização monetária incorrida no período 
(IAT de 11,59%). 
30. 
A SGT explicou que a entrada em operação de usinas de fontes renováveis contribuiu para 
a elevação do fator “f”, pois apresentam elevada potência e baixa garantia física, em comparação com o
Parâmetros de cálculo      2021-2022      2022-2023      Variação    
  Encargo de Conexão (R$)      1.207.486.153,57      1.477.827.301,21      22,4%  
  PA (R$)
RAP      23.235.409,97      -12.298.932,19      -152,9%  
  PA (R$)
DEMANDA ANUAL      21.228.963,29      -11.102.410,14      -152,3%  
  Encargo a ser arrecadado (R$)      1.251.950.526,83      1.454.425.958,88      16,2%  
  Demanda anual (MW)      126.000,00      123.900,00      -1,7%  
  Tarifa de Transporte Itaipu (R$/MW)      9.936,12      11.738,71      18,1%  

10 de 21 
 
parque gerador brasileiro. 
Tabela 10. Tarifas de Importação/Exportação (TUSTIMP/EXP) 
AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE 
EXPORTAÇÃO 
TUST imp/exp  
2021-2022 
TUST imp/exp  
2022-2023 
Variação 
R$/MWh 
R$/MWh 
% 
INT. CONV.GARABI I(S.ANGELO) 
10,796 
18,491 
71,3% 
INT. CONV.GARABI II(ITA) 
10,796 
18,491 
71,3% 
INT. CONV.RIVERA(LIVRAMENTO) 
10,973 
18,313 
66,9% 
INT. CONV.URUGUAIANA 
10,466 
17,844 
70,5% 
INT. CONV.MELO(PRES. MÉDICI) 
11,022 
18,689 
69,6% 
 
Tabela 11. Tarifas de Interligações Internacionais (TUII). 
INTERLIGAÇÃO 
INTERNACIONAL* 
TUII 2021-2022 
(R$/MWh) 
TUII 2022-2023 
(R$/MWh) 
Variação 
(%) 
 Garabi I (S.ANGELO) 
21,073 
36,310 
72,3% 
 Garabi II (ITÁ) 
25,412 
43,786 
72,3% 
 
II.2.4 Tarifas para a contratação em caráter temporário (TUSTTEMP) 
31. 
A contratação do uso do sistema de transmissão em caráter temporário é caracterizada 
pelo uso de capacidade remanescente do sistema de transmissão por tempo determinado, para 
escoamento da energia elétrica produzida por central geradora, após declaração do ONS da importância 
sistêmica da sua permanência no SIN, e enquanto inexistirem contratos de venda de energia elétrica em 
execução junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A TUST associada à contratação 
em caráter temporário está disposta na Tabela 12 e sua variação significativa em relação ao ciclo anterior 
também é explicado pelo fator “f” e pela inflação do período. 
 
 
Tabela 12. Tarifas para a contratação em caráter temporário (TUSTTEMP) 
GERADOR  
TUST temp  
2021-2022 
TUST temp  
2022-2023  
Variação 
 (R$/MWh) 
(R$/MWh) 
%
AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE
EXPORTAÇÃO    TUST imp/exp      TUST imp/exp    Variação    
    2021-2022      2022-2023        
    R$/MWh      R$/MWh      %  
INT. CONV.GARABI I(S.ANGELO)  10,796      18,491      71,3%    
INT. CONV.GARABI II(ITA)  10,796      18,491      71,3%    
INT. CONV.RIVERA(LIVRAMENTO)  10,973      18,313      66,9%    
INT. CONV.URUGUAIANA  10,466      17,844      70,5%    
INT. CONV.MELO(PRES. MÉDICI)  11,022      18,689      69,6%    
AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE
EXPORTAÇÃO
  INTERLIGAÇÃO      TUII 2021-2022      TUII 2022-2023      Variação  
  INTERNACIONAL*      (R$/MWh)      (R$/MWh)      (%)  
Garabi I (S.ANGELO)      21,073      36,310      72,3%    
Garabi II (ITÁ)      25,412      43,786      72,3%    
GERADOR    TUST temp      TUST temp    Variação    
    2021-2022      2022-2023        
    (R$/MWh)      (R$/MWh)      %  

11 de 21 
 
UTE Uruguaiana 
14,547 
25,034 
72,1% 
UTE Termonorte I 
21,246 
36,562 
72,1% 
UTE Termonorte II 
14,202 
24,440 
72,1% 
 * aplicáveis em horário único, sem distinção entre ponta e fora de ponta. 
 
II.2.5 Base de dados de cálculo da TUST 
32. 
O item 7 do Submódulo 9.4 do Proret estabelece os requisitos para montagem da base de 
dados de cálculo da TUST, precedida de Tomada de Subsídios para escrutínio público, no intuito de 
promover a assertividade do resultado. A SGT avaliou a base de dados do ciclo 2022/2023 e julgou que 
está em condições de ser aprovada e homologada pela ANEEL. 
II.2.6 Casos específicos avaliados 
33. 
Em 10 de abril de 2017, decisão liminar judicial deferiu, em favor da ABRACE, ABIVIDRO e 
ABRAFE, pedido de tutela provisória de urgência para determinar que a “ANEEL exclua a parcela dita de 
“remuneração” da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST, calculada sobre os bens reversíveis, 
ainda não amortizados e nem depreciados [...]”. 
34. 
A decisão da ANEEL, acatando a determinação judicial, vigorou durante os ciclos 2017-
2018, 2018-2019 e 2019-2020, até a cassação da liminar, o que ensejou a reinclusão do custo do capital 
próprio no processo de Revisão Periódica, exceto para o consumidor livre GV do Brasil Indústria e 
Comércio de Aço Ltda., cuja TUST é calculada sem os efeitos descritos, pois a decisão liminar deferida 
continua vigorando. 
35. 
No contexto do componente financeiro da RBSE homologado pela ANEEL, o Consórcio 
CESTE (UHE Estreito) solicitou reconsideração do valor da TUST do ciclo 2021/2022, recurso não acatado 
pela Diretoria Colegiada da ANEEL.  
36. 
Com argumentação análoga, a Elera Renováveis11 e a ESBR12 também solicitaram a 
alteração das suas tarifas, em requerimentos que, julgo, não merecem ser acatados, com fundamento na 
 
11 Sicnet nº 48513.013483/2022-00. 
12 Sicnet nº 48513.013058/2021-00.
UTE Uruguaiana  14,547  25,034  72,1%
UTE Termonorte I  21,246  36,562  72,1%
UTE Termonorte II  14,202  24,440  72,1%

12 de 21 
 
decisão do caso da CESTE. 
37. 
A CPFL Renováveis13, em 26 de abril de 2022, solicitou a regularização das TUST relativas 
ao Complexo Eólico Campo dos Ventos II, alegando desacordo com a Resolução Homologatória nº 
1.031/2010, referente ao Leilão nº 005/2010, da qual foi vencedora. 
38. 
A SGT confirmou a existência do erro e calculou o passivo financeiro retroativo a 5 anos14 
(ciclos de 2017-2018 e 2021-2022), totalizando R$ 2.426.491,71, a preço de junho de 2022, contabilizados 
nas apurações mensais do ciclo 2022/2023, como débito da central de geração. 
39. 
Consoante a REN nº 1.021, de 24 de maio de 2022, as centrais geradoras com TUST regida 
pela Resolução Normativa nº 267/2007, afetadas negativamente pela regra da transição contida na REN 
nº 559/13, devem ser creditadas, no ciclo tarifário 2022/2023, no montante correspondente à diferença 
decorrente da metodologia aplicada, em valor atualizado pelo IAT, como exposto na Tabela 13. Esse 
dispositivo foi mantido nos procedimentos transitórios descritos no item 86 do Submódulo 9.4 do Proret. 
Tabela 13. Passivo financeiro decorrente do item 86 do Submódulo 9.4 do Proret. 
Central Geradora 
CEG NÚCLEO  
CRÉDITO 
 
R$ (Ref. jun/22) 
UTE PORTO PECEM I 
029720-8 
25.656.504,98 
UTE SUAPE II 
029719-4 
5.839.333,65 
UHE ESTREITO 
028863-2 
20.610.596,05 
UTE GERAMAR I 
029705-4 
6.994.337,42 
 
40. 
Por meio de Agravo de Instrumento deferido à SAESA, foram recalculadas as TUST 
estabilizadas das Usinas Hidrelétricas (UHEs) Santo Antônio e Santo Antônio Ampliação, desconsiderando 
a adoção da regra de transição. Porém, em decorrência da análise dos recursos contra a REH nº 
2.896/2021, que homologou as TUST do ciclo 2021/2022, as tarifas dessas usinas foram alteradas. 
41. 
Com a consolidação estabelecida pela REN nº 1.021/2022, é necessário proceder o ajuste 
 
13 Sicnet nº 48513.011870/2022-00. 
14 As regularizações de situações pretéritas devem ser baseadas nos arts. 53 e 54 da Lei nº 9.784/1999, em que os eventuais 
efeitos retroativos devem operar no período máximo de 5 anos, por preclusão administrativa.
Central Geradora  CEG NÚCLEO  CRÉDITO    
      R$ (Ref. jun/22)  
UTE PORTO PECEM I  029720-8  25.656.504,98    
UTE SUAPE II  029719-4  5.839.333,65    
UHE ESTREITO  028863-2  20.610.596,05    
UTE GERAMAR I  029705-4  6.994.337,42    

13 de 21 
 
financeiro decorrente da diferença entre as tarifas original e alterada, totalizando R$ 14.911.623,29 para 
a UHE Santo Antônio e R$ 3.049.906,82, para a UHE Santo Antônio Ampliação, a preço de junho de 2022, 
a serem inclusos como débito nas apurações mensais do ciclo 2022/2023 pelo ONS. 
II.2.7 RAP a ser arrecadada por TUST-RB 
42. 
Para o cálculo da TUST-RB é necessário estabelecer o valor da receita de Rede Básica para 
o ciclo sob cálculo. A Tabela 14 apresenta a previsão de total de arrecadação a ser utilizada no 
estabelecimento da TUST-RB, comparada com o ciclo 2021-2022. 
Tabela 14. Previsão de total de arrecadação a ser utilizada no estabelecimento da TUST-RB. 
Parâmetros 
Ciclo 2021-2022 [A] 
Ciclo 2022-2023 [B] 
Variação % 
[C=B/A-1] 
Previsão de RAP a ser utilizada no 
estabelecimento das tarifas nodais de uso 
do sistema de transmissão - TUST-RB 
27.660.751.560,97 
34.036.637.270,95 
23,1% 
Orçamento do ONS atualizado: 
672.557.720,73 
803.440.407,30 
19,5% 
Passivos 
0,00 
38.712.750,30 
- 
Previsão de total de arrecadação a ser 
utilizada no estabelecimento das Tarifas de 
Uso do Sistema de Transmissão de Rede 
Básica – TUST-RB 
28.333.309.281,69 
34.878.790.428,55 
23,1% 
 
43. 
Os fatores que mais contribuíram para a elevação de 23,1% no valor foram: 
a) Novas instalações: instalações que entraram em operação comercial no decorrer do ciclo 
anterior considerando a RAP pro rata tempore e que para o ciclo sob cálculo entrarão com a RAP 
integral (16,8%).  
b) Revisão Periódica da RAP – RPR de 2018 (retroativa): resultado da Revisão Periódica da 
RAP de 2018 das transmissoras prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, considerando o 
reperfilamento do componente financeiro da “RBSE/RPC”, que representa cerca de 5,7% de aumento 
para a Rede Básica. 
44. 
A Figura 1 apresenta o rateio da RAP arrecadada por meio de TUST-RB do ciclo 2013/2014 
até o 2022/2023. Observa-se que no ciclo sob análise, o valor a ser dividido entre os a Carga e a Geração
Parâmetros      Ciclo 2021-2022 [A]  Ciclo 2022-2023 [B]    Variação %  
            [C=B/A-1]  
  Previsão de RAP a ser utilizada no    27.660.751.560,97  34.036.637.270,95  23,1%    
  estabelecimento das tarifas nodais de uso            
  do sistema de transmissão - TUST-RB            
Orçamento do ONS atualizado:      672.557.720,73  803.440.407,30  19,5%    
Passivos      0,00  38.712.750,30  -    
  Previsão de total de arrecadação a ser    28.333.309.281,69  34.878.790.428,55  23,1%    
  utilizada no estabelecimento das Tarifas de            
  Uso do Sistema de Transmissão de Rede            
  Básica – TUST-
RB            

14 de 21 
 
é próximo do critério de partida do rateio de 50% para cada segmento. 
 
Figura 1. Rateio da RAP arrecadada via TUST-RB entre segmento consumo e geração. 
 
45. 
A Figura 2 apresenta a evolução da TUST-RB média dos segmentos consumo e geração. 
Nota-se, que as tarifas de geração apresentam pouca volatilidade, em função das regras de estabilização 
que vigoravam até então. Em contrapartida, as tarifas de carga flutuam para absorver os reflexos desta 
estabilização, já que a Rede Básica tem apenas dois pagantes, a carga e a geração. Para este ciclo, a TUST-
RB média do segmento consumo aumentou 11,67% e do segmento geração reduziu 6,13%. 
 
69,66%
57,24%
67,26%
70,97%
49,91%
54,34%
53,84%
46,85%
52,58%
49,08%
30,34%
42,76%
32,74%
29,03%
50,09%
45,66%
46,16%
53,15%
47,42%
50,92%
R$34,88
R$0,00
R$5,00
R$10,00
R$15,00
R$20,00
R$25,00
R$30,00
R$35,00
R$40,00
0,00%
20,00%
40,00%
60,00%
80,00%
100,00%
120,00%
Bilhões
Geração
Carga
RAP
4,48
6,87
4,90
4,41
12,13
10,07
10,63
15,32
11,97
13,37
9,42
8,18
9,05
9,00
9,47
9,30
9,60
10,23
9,72
9,13
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2013-2014 2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 2019-2020 2020-2021 2021-2022 2022-2023
Consumo
Geração
0,34  %    3  2,74  % 2  9,03  %                      
  4  2,76  %        50  ,09  4
%  5,66  % 4  6,16  %
5  3,15  4
%  7,42  % 5  0,92
                                    
                                    
                                    
                                    
                                    
                                    
                                    
9,66  %
5  7,24  6
%  7,26  % 7  0,97  %
49  ,91  5
%  4,34  % 5  3,84  %
4  6,85  5
%  2,58  % 4  9,08
                                    
              15,32    
                  13,37
        12,13    10,63    11,97  
9,42    9,05  9,00  9,47  10,07
9,30  9,60      9,13
  8,18
6,87            10,23  9,72  
4,48    4,90  4,41            
                  
                  
                  

15 de 21 
 
Figura 2. Evolução da TUST-RB média (R$/kW). 
 
46. 
A Figura 3 compara o resultado tarifário da transmissão no ciclo 2022/2023 (R$ 42,6 
bilhões) em relação ao anterior (R$ 34,5 bilhões), incluindo todos os componentes (Rede Básica, DIT, 
Fronteira, interligação internacional, ICG e IEG), segregados em aspectos econômicos, financeiros, 
orçamento do ONS e previsão de obras. O incremento total observado (23,5%) foi decorrente do efeito 
inflacionário do reajuste dos contratos (R$ 4,0 bilhões), da entrada de novas instalações (R$3,1 bilhões) e 
do efeito financeiro (R$1,0 bilhão).  
 
Figura 3. Resultado tarifário total da transmissão. 
 
47. 
Nota-se que o efeito da entrada de novas concessões e do reajuste dos contratos das 
transmissoras, agregados na parcela econômica, são os fatores preponderantes para o resultado de 23,5% 
de impacto, como exposto na Figura 4. Por sua vez, o efeito financeiro é composto pelas Parcelas de Ajuste 
(PA) e pelo componente financeiro da Portaria MME nº 120/2016. 
29,5
36,4
2,4
3,7
1,8
1,7
0,7
0,8
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
Ciclo 2021-2022
Ciclo 2022-2023
BILHÕES
Econômico
Financeiro
Previsão de Obras
ONS
    1,7
    3,7
    
1,8    
2,4    
    
    
    36,4
29,5    
    
    

16 de 21 
 
 
Figura 4. Efeito tarifário das componentes. 
 
48. 
Ressalta-se que a partir dos valores provenientes do cálculo das tarifas de transmissão, o 
efeito médio estimado para os consumidores finais na distribuição é de 3,04%. 
II.3 TUSTg 
49. 
A TUSDg é estabelecida para centrais geradoras conectadas em níveis de tensão de        88 
kV a 138 kV, subgrupo A2, integradas ao SIN e os critérios para a definição de Rede Unificada (RU) estão 
estabelecidos no Submódulo 7.2 do Proret e, no atual ciclo, constam da base de dados 42 RUs. 
50. 
Na representação dos agentes de geração foi considerada todas as centrais em operação 
no momento de definição da base de dados em junho de 2022. Além das centrais geradoras em operação, 
são representadas as centrais geradoras que celebraram Contrato de Uso dos Sistemas de Distribuição 
(CUSD) com previsão contratual de entrada em operação até 30 de junho de 2023. 
51. 
Ademais, independente da celebração ou não do CUSD, também são representadas as 
centrais geradoras que se sagraram vencedoras de leilão de energia nova, e têm previsão de entrega do 
produto ao decorrer do horizonte do ciclo. A Tabela 15 resume os critérios de representação das centrais 
geradoras na base de dados da TUSDg. 
Tabela 15. Critérios de representação de centrais geradoras. 
 
Em operação 
Prevista* 
Leilão 
Com CUSD Representada 
Representada 
Representada 
Sem CUSD 
Representada Não Representada Representada 
19,9%
3,6%
-0,4%
0,4%
23,5%
Econômico
Financeiro
Previsão de Obras
ONS
Total
23,5%
19,9%
3,6%
0,4%
-0,4%
Econômico Financeiro Previsão de Obras ONS Total
Figura 4. Efeito tarifário das componentes.
        Em operação      Prevista*      Leilão  
  Com CUSD    Representada      Representada      Representada    
  Sem CUSD    Representada      Não Representada      Representada    

17 de 21 
 
Fonte: Nota Técnica no 116/2022-SGT/ANEEL. 
* Com data para início em operação no CUSD ocorrendo até 30 de junho de 2023. 
 
52. 
Considerando o tempo de maturidade para a implantação de uma central geradora, 
entende-se razoável a previsibilidade de entrada em operação da central geradora, que se fundamenta 
na assinatura dos contratos. Neles deve ser estabelecida a data de entrada em operação e o montante de 
uso a ser contratado. 
53. 
Conforme indicado na Nota Técnica da SGT, o critério utilizado para a representação do 
Montante de Uso do Sistema de Distribuição (MUSD) das centrais geradoras foi estabelecido a partir do 
valor contratado para junho de 2023. Para as centrais geradoras vencedoras de leilão e sem CUSD 
celebrado, o valor de potência que consta do cadastro do empreendimento no respeito leilão que se 
sagrou vencedor. 
54. 
Para o Ciclo 2022-2023 estão representadas na base de dados 538 centrais geradoras, 
sendo 45 centrais geradoras adicionadas a base em relação ao ciclo passado. A SGT calculou a nova TUSDg 
de referência para o Ciclo 2022-2023 considerando as centrais geradoras que atendam a pelo menos um 
dos seguintes critérios: 
a) central geradora está em operação, mas sem tarifa de referência nominal; 
b) central geradora com data de entrada em operação, conforme o CUSD, entre 1º de julho 
de 2022 e 30 de junho de 2023; 
c) central geradora conectada em distribuidora que terá revisão tarifária entre 1º de julho 
de 2022 e 30 de junho de 2023; ou 
d) central geradora que teve o MUSD contratado alterado em relação à base do ciclo 2021-
2022. 
55. 
A Tabela 16 apresenta o quantitativo de centrais geradoras por critério de classificação. 
Para o ciclo 2022/2023 são definidas tarifas de referência para 238 centrais geradoras.

18 de 21 
 
Tabela 16. Critérios de representação de centrais geradoras. 
Classificação 
Nº de centrais 
geradoras 
Tarifa calculada 
neste processo 
Existentes 
202 
Não 
Existentes Leilão 
93 
Não 
Novas Leilão* 
5 
Não 
Novas 
40 
Sim 
Com revisão tarifária 
192 
Sim 
Com Alteração de MUSD 
6 
Sim 
TOTAL 
538 
238 
Fonte: Nota Técnica no 116/2022-SGT/ANEEL. 
* As tarifas de referência dessas centrais geradoras foram definidas na REH que homologou o edital do leilão. 
 
56. 
Nos termos do parágrafo 10 do Submódulo 7.4 do Proret, a receita de referência de cada 
RU deve se resumir à soma das receitas apuradas para cada parcela de rede de propriedade de 
distribuidoras e de transmissoras. Para as Demais Instalações de Transmissão (DIT) e os transformadores 
da Rede Básica com tensão secundária de 88 kV ou 138 kV (transformadores de fronteira), a receita de 
referência foi estabelecida segundo os critérios de composição da parcela da RAP dessas instalações. Os 
valores das receitas de referência das distribuidoras são baseados nos custos padronizados dos ativos 
modelados na base de cálculo, sendo atualizados com base nos valores do Banco de Preços de Referência 
da ANEEL15  
57. 
As novas TUSDg calculadas são consideradas de referência e servirão de base para o cálculo 
das TUSDg de aplicação dos processos de revisão ou de reajuste tarifário das distribuidoras acessadas 
pelas centrais geradoras, nos termos do Submódulo 7.4 do Proret. 
58. 
Consoante a regulação vigente, o sinal locacional é recalculado a cada revisão tarifária, 
trazendo estabilidade durante o ciclo tarifário de cada distribuidora (4 a 5 anos), período em que a tarifa 
sofrerá reajustes baseados na variação do IGP-M e do Fator X da distribuidora. 
59. 
Dessa maneira, no recálculo das tarifas de referência, a variação percebida pela central 
geradora poderá ser negativa ou positiva, de acordo com a variação do sinal locacional que recebe 
influência: (i) da configuração da RU; (ii) da entrada de novos ativos; (iii) da variação da receita de 
 
15 Aprovados pela Resolução Homologatória nº 2.514 de 19 de fevereiro de 2019.
Classificação    Nº de centrais      Tarifa calculada  
    geradoras      neste processo  
Existentes  202      Não    
Existentes Leilão  93      Não    
Novas Leilão*  5      Não    
Novas  40      Sim    
Com revisão tarifária  192      Sim    
Com Alteração de MUSD  6      Sim    
TOTAL  538      238    

19 de 21 
 
referência da RU; (iv) da alteração da carga conforme o MUST contratado pela distribuidora; e (v) pela 
entrada de novas centrais geradoras. 
60. 
Deve-se ainda considerar a possibilidade de entrada em operação de novas centrais 
geradoras, que não constam na base de dados utilizada no ciclo 2022-2023. Para tais usinas, até que se 
tenha a tarifa locacional específica da central geradora, adotar-se-á, inicialmente uma tarifa por 
distribuidora, a qual será apurada com base na média aritmética das TUSDg das centrais geradoras 
conectadas à distribuidora, consideradas todas como novas, ou seja, sem o mecanismo de estabilização 
que alcança as centrais geradoras existentes ou vencedoras de leilão. 
61. 
Esta tarifa média também deverá ser adotada no faturamento do encargo de uso dos 
sistemas de distribuição dos acessos em caráter temporário em níveis de tensão de 88 kV ou 138 kV, 
conforme critérios estabelecidos na REN nº 1.000/2022. 
62. 
Alguns casos específicos. Nos processos de reajuste tarifário da Energisa Tocantins 
Distribuidora de Energia S.A (ETO), ENEL SP e Energisa Sul-Sudeste (ESS), deve-se incluir a tarifa para as 
novas centrais geradoras não listadas nominalmente. No processo da ETO deve-se incluir a tarifa para 
uma nova central geradora, UTE Itafos. Tais alterações não tem impacto nos valores aprovados para esses 
processos. No caso da ESS, deve-se substituir a tarifa da UTE Quatá. No processo tarifário foi considerada 
tarifa de referência provisória para essa central geradora. A atualização proposta resultará em ajuste 
financeiro a ser tratado no próximo processo tarifário dessa empresa. 
 
III – DIREITO 
63. 
Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos legais e normativos: Lei nº 8.987, de 
13 de fevereiro de 1995; Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998; Lei nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999; Lei nº 12.783, de 11 de janeiro 
de 2013; Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998; Portaria MME nº 120, de 20 de abril de 2016; Resolução 
ANEEL nº 281, de 1º de outubro de 1999; Resoluções Normativas nº 67 e 68, ambas de 8 de junho de 
2004; Resolução Normativa nº 320, de 11 de junho de 2008; Resolução Normativa nº 666, de 23 de junho 
de 2015; Resolução Normativa nº 722, de 31 de maio de 2016; Resolução Normativa nº 905 e 906, ambas

20 de 21 
 
de 8 de dezembro de 2020; Resolução Normativa nº 918, de 23 de fevereiro de 2021; Resolução 
Normativa nº 1.017, de 19 de abril de 2022 e Submódulos 7.4, 9.1, 9.3, 9.4, 9.7, 10.4 e 10.5 dos 
Procedimentos de Revisão Tarifária (Proret). 
 
IV – DISPOSITIVO 
64. 
Diante do exposto, e o que consta dos processos nº 48500.000395/2022-50, 
48500.000394/2022-13 e 48500.000424/2022-83, voto por aprovar a emissão das Resoluções 
Homologatórias anexas que: 
a) estabelecem os valores de referência das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição 
(TUSDg), aplicáveis às centrais geradoras conectadas nos níveis de tensão de 88 kV a 138 kV, subgrupo 
A2, pertencentes ao Sistema Interligado Nacional (SIN), relativas ao ciclo tarifário compreendido 
entre 1º de julho de 2022 e 30 de junho de 2023;  
b) substituem nos processos tarifários da Energisa Tocantins Distribuidora de Energia 
(ETO), ENEL SP e Energisa Sul-Sudeste (ESS), os valores das TUSDg para as centrais geradoras que 
tiveram novas tarifas de referência homologadas para o ciclo 2022-2023; 
c) indeferem os pleitos da Elera Renováveis e da Energia Sustentável do Brasil, que 
solicitaram desconsiderar o componente financeiro oriundo da Portaria MME nº 120/2016 no cálculo 
das TUST-RB; 
d) deferem o pleito da CPFL Renováveis de regularização das TUST do Complexo Eólico 
Campo dos Ventos II, nos termos da Resolução Homologatória nº 1.031/2010; 
e) retifica a lista de módulos constante no Despacho nº 1.425/2022, de modo a contemplar 
os ajustes de receita já processados por ocasião da REH nº 2.959/2021 e relacionados com o fim da 
equiparação da Conversora de Uruguaiana, para fins de adequação do registro; 
f) aprova a base de dados de cálculo da TUST do ciclo 2022/2023;

21 de 21 
 
g) estabelecem as tarifas e os encargos de transmissão de energia elétrica, conforme 
Anexos I, II, III, III-A, IV, V, V-A, VI e VIII da Nota Técnica nº 104/2022-SGT/ANEEL, de 7 de julho de 
2022, e a Tarifa de Transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional; e 
h) estabelecem as Receitas Anuais Permitidas (RAP) associadas às instalações de 
transmissão sob responsabilidade das concessionárias de serviço público de transmissão de energia 
elétrica, com vigência a partir de 1º de julho de 2022. 
Brasília, 12 de julho de 2022. 
(assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor