* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Nota Técnica nº 104/2022-SGT/ANEEL 
 
Em 07 de julho de 2022 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.000394/2022-13 
 
Assunto: Estabelecimento do valor das Tarifas de Uso 
do Sistema de Transmissão – TUST, da Tarifa de 
Transporte de Itaipu, dos encargos das distribuidoras 
associados à TUSDg e aprovação da base de dados de 
cálculo da TUST para o ciclo tarifário 2022-2023. 
 
 
 
 
 
I - DO OBJETIVO 
 
1. 
Esta Nota Técnica tem por objetivo propor, para vigorarem entre 1º de julho de 2022 e 30 
de junho de 2023, denominado de ciclo 2022-2023 (sob cálculo): 
 
a) os valores das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST; 
b) o valor da Tarifa de Transporte de Itaipu;  
c) os valores das TUSTIMP/EXP importação/exportação e das Tarifas de Uso das Interligações 
Internacionais – TUII; 
d) os valores das TUSTTEMP para contratação em caráter temporário; 
e) os valores dos encargos anuais 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, de acordo com o 
Submódulo 7.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret); e 
f) a base de dados de cálculo da TUST. 
 
II - DOS FATOS 
 
2. 
A Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, define as condições que devem ser obedecidas 
para definição das tarifas: 
“ Art. 13 
......... 
§ 2o As tarifas poderão ser diferenciadas em função das características técnicas e dos 
custos específicos provenientes do atendimento aos distintos segmentos de usuários.” 
 
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3. 
A Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, dispõe no § 6º do art. 15 sobre o livre acesso aos 
sistemas de transmissão e distribuição e o ressarcimento do custo de transporte envolvido: 
“Art. 15.  
......... 
§ 6º É assegurado aos fornecedores e respectivos consumidores livre acesso aos 
sistemas de distribuição e transmissão de concessionário e permissionário de serviço 
público, mediante ressarcimento do custo de transporte envolvido, calculado com 
base em critérios fixados pelo poder concedente.” 
 
4. 
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 calcular a TUST: 
“Art. 9º A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, passa a vigorar com as seguintes 
alterações: 
"Art. 3º Além das atribuições previstas nos incisos II, III, V, VI, VII, X, XI e XII do art. 29 
e no art. 30 da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, de outras incumbências 
expressamente previstas em lei e observado o disposto no § 1º, compete à ANEEL: 
(...) 
XVIII - definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, sendo 
que as de transmissão devem ser baseadas nas seguintes diretrizes: 
a) assegurar arrecadação de recursos suficientes para cobertura dos custos dos 
sistemas de transmissão; e 
b) utilizar sinal locacional visando a assegurar maiores encargos para os agentes 
que mais onerem o sistema de transmissão;” 
 
5. 
A Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, reforça a competência da ANEEL para definição das 
tarifas: 
“Art. 9º Para todos os efeitos legais, a compra e venda de energia elétrica entre 
concessionários ou autorizados, deve ser contratada separadamente do acesso e uso 
dos sistemas de transmissão e distribuição.  
 
Parágrafo único. Cabe à ANEEL regular as tarifas e estabelecer as condições gerais de 
contratação do acesso e uso dos sistemas de transmissão e de distribuição de energia 
elétrica por concessionário, permissionário e autorizado, bem como pelos 
consumidores de que tratam os arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 1995.” 
 
6. 
O Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1.998, regulamenta a Lei nº 9.648/98, dando diretrizes 
para a ANEEL: 
“Art 7º A ANEEL estabelecerá as condições gerais do acesso aos sistemas de 
transmissão e de distribuição, compreendendo o uso e a conexão, e regulará as tarifas 
correspondentes, com vistas a: 
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I - assegurar tratamento não discriminatório a todos os usuários dos sistemas de 
transmissão e de distribuição, ressalvado o disposto no § 1º do art. 26 da Lei nº 9.427, 
de 1996, com a redação dada pelo art. 4º da Lei nº 9.648, de 1998; 
II - assegurar a cobertura de custos compatíveis com custos-padrão; 
III - estimular novos investimentos na expansão dos sistemas; 
IV - induzir a utilização racional dos sistemas; 
V- minimizar os custos de ampliação ou utilização dos sistemas elétricos.” 
7. 
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. 
8. 
A Resolução Normativa ANEEL – REN nº 67, de 8 de junho de 2004, estabelece os critérios 
para a composição da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional e para cálculo das TUST. 
9. 
A REN nº 267, de 5 de junho de 2007, definiu a sistemática de cálculo da TUST para os novos 
empreendimentos de geração participantes de leilões de energia nova.   
10. 
A REN nº 349, de 15 de janeiro de 2009, estabelece os critérios para o cálculo locacional 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSDg aplicáveis às centrais geradoras conectadas no 
nível de tensão de 138 kV ou 88 kV.  
11. 
A REN nº 442, de 26 de julho de 2011, regulamenta as disposições relativas às instalações 
de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais de que tratam os §§ 6º e 7º 
do art. 17 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, incluídos pela Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009, 
e o art. 21 do Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010. 
12. 
A REN nº 559, de 27 de junho de 2013, constituiu o procedimento de cálculo das TUST e 
revogou o art. 16 e o anexo da Resolução nº 281, de 1999; o art. 9º da Resolução Normativa nº 399, de 
2010; o § 2º do art. 18 e o § 3º do art. 22-A da Resolução Normativa nº 349, de 2009; a Resolução 
Normativa nº 117, de 2004; a Resolução Normativa nº 267, de 2007 e a Resolução Normativa nº 523, de 
2012. 
13. 
A REN nº 666, de 23 de junho de 2015, regulamenta a contratação do uso do sistema de 
transmissão em caráter permanente, flexível, temporário e de reserva de capacidade, as formas de 
estabelecimento dos encargos correspondentes, bem como estabelece a forma de pagamento pelo uso 
do sistema de transmissão por importadores e exportadores de energia elétrica. 
14. 
A REN nº 722, de 31 de maio de 2016, estabelece em seu art. 11 que as unidades 
consumidoras atualmente conectadas em nível de tensão igual ou superior a 230 kV (subgrupo A1) devem 
distratar seus Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) e celebrar Contrato de Uso do Sistema 
de Transmissão (CUST). 
15. 
A REN nº 918, de 23 de fevereiro de 2022, revoga a REN nº 762, de 21 de fevereiro de 2017, 
e define os procedimentos e critérios a serem utilizados no cálculo do custo de capital a ser adicionado à 
Receita Anual Permitida de cada concessionária de transmissão abrangida pela Lei nº 12.783/2013, em 
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consonância com a Portaria do Ministério de Minas e Energia – MME nº 120, de 2016, e deu outras 
providências. 
16. 
A Resolução Autorizativa ANEEL – REA nº 10.991, de 30 de dezembro de 2021, estabelece 
nos termos da Resolução Normativa ANEEL nº 1.017, de 2022, os valores dos orçamentos do Operador 
Nacional do Sistema Elétrico – ONS para o período de 2022 a 2024, a preços de 1º de janeiro de 2022, 
para utilização no cálculo dos encargos de uso do sistema de transmissão.  
17. 
Em 22 de março de 2022, foi encaminhado o Ofício nº 098/2022-SGT/ANEEL1, solicitando 
à Empresa de Pesquisa Energética – EPE informações para o cálculo da TUST do ciclo 2022-2023. 
18. 
Em 7 de abril de 2022, a EPE encaminhou o Ofício nº 0273/2022/DEE/EPE2, em resposta ao 
Ofício nº 98/2022-SGT/ANEEL, disponibilizando a base de dados no horizonte do Plano Decenal de Energia 
Elétrica – PDE 2031, bem como o Plano de Expansão da Transmissão (PET)/Plano de Expansão de Longo 
Prazo (PELP) emitido no 2º semestre de 2021. 
19. 
Em 26 de abril de 2022, a CPFL Renováveis3 solicitou a regularização das TUST relativas ao 
Complexo eólico denominado EOL Campo dos Ventos II, uma vez estar em desacordo com a Resolução 
Homologatória nº 1.031/2010, relativa ao Leilão nº 005/2010 (LER), o qual sagrou-se vencedora com tarifa 
pré-estabelecida ao certame. 
20. 
Em 6 de maio de 2022, foi encaminhado ao ONS o ofício nº 154/2022-SGT/ANEEL4, 
solicitando informações para estabelecimento das Receitas Anuais Permitidas – RAP e das Tarifas de Uso 
do Sistema de Transmissão – TUST para o ciclo 2022-2023.  
21. 
A Nota Técnica nº 69/2022-SGT/ANEEL5, de 6 de maio de 2022, instruiu a Tomada de 
Subsídios – TS nº 007/2022, instaurada de 9 a 20 de maio 2022, para obter subsídios relativos à base de 
dados preliminar para o cálculo das TUST/TUSDg do ciclo tarifário 2022-2023. 
22. 
Em 13 de maio de 2022, a Elera Renováveis6, representante dos Complexos Eólicos 
Renascença e Alto Sertão interpuseram requerimento para exclusão, quando da fixação do novo conjunto 
de TUST estabilizadas de suas usinas, da componente financeira da RBSE na projeção da Receita Anual 
Permitida – RAP – prospectiva. Esse pedido está em linha com o solicitado pela Energia Sustentável do 
Brasil (ESBR)7 em 17 de maio de 2021. 
23. 
Atendendo ao solicitado no Ofício nº 154/2022-SGT/ANEEL, o ONS encaminhou a carta 
CTA-ONS DTA 1047/20228, em 10 de junho de 2022, com as informações solicitadas para o processo de 
reajuste das RAP e de estabelecimento das TUST para o ciclo 2022-2023. 
 
1 SIC 48581.000872/2022-00 
2 SIC 48581.000542/2021-00 
3 SIC 48513.011870/2022-00 
4 Sic 48581.001419/2022-00 
5 SIC 48581.001420/2022-00 
6 SIC 48513.013483/2022-00 
7 Sic 48513.013058/2021-00 
8 SIC 48513.015911/2022-00 
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24. 
Em 17 de junho de 2022, foram celebrados os Contratos de Concessão nº 01/2022, nº 
02/2022 e nº 03/2022, entre a ANEEL e as empresas CHESF, ELETRONORTE e FURNAS, respectivamente, 
em regime de exploração como Produção Independente de Energia (PIE) para diversas usinas com acesso 
ao SIN por meio da Rede Básica e do sistema de distribuição. 
25. 
A Resolução Normativa nº 1.024, de 28 de junho de 2022, aprova os Submódulos 7.4, 9.4 e 
10.5 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, e revoga as Resoluções Normativas nº 349, de 
13 de janeiro de 2009 e nº 559, de 27 de junho de 2013. 
26. 
O aplicativo Nodal versão 6.0 foi utilizado para o cálculo das TUST e TUSDg nos termos da 
regulamentação vigente. 
III – DA ANÁLISE 
 
III.1 Composição da Rede Básica e da TUST – Resolução Normativa nº 67, de 2004 
 
27. 
 A TUST-RB, aplicável a todos os usuários do sistema de transmissão, destina-se a 
remunerar as instalações pertencentes à Rede Básica, definidas pelo inciso I, art. 3° da REN n° 67, de 2004. 
A TUST-FR, por sua vez, é aplicável apenas às concessionárias ou permissionárias de distribuição, 
destinada a remunerar os transformadores de fronteira e as Demais Instalações de Transmissão – DIT 
compartilhadas, segundo a classificação expressa no art. 3º, inciso II da mesma Resolução, além daquelas 
dispostas no art. 4º, inciso III, apenas em caráter compartilhado.  
28. 
A exceção à regra são as unidades consumidoras Alcoa – Poços de Caldas e Rima Industrial 
S.A.. A primeira teve seu acesso excepcionalmente caracterizado como direto à Rede Básica pela 
Resolução Autorizativa nº 501, de 4 de abril de 2006, apesar de se conectar a uma DIT compartilhada em 
138 kV na subestação de FURNAS, em Poços de Caldas. Desta forma, este consumidor remunera os ativos 
de fronteira de Rede Básica daquela subestação, por meio de TUST-FR correspondente. 
29. 
O acesso da Rima Industrial S.A. também foi excepcionalmente caracterizado como direto 
à Rede Básica pelo Despacho ANEEL nº 4.909, de 20 de dezembro de 2011, apesar de se conectar à DIT 
138 kV da SE Montes Claros 2, de responsabilidade da Cemig-GT. Da mesma forma, este consumidor 
remunera os ativos de fronteira de Rede Básica daquela subestação, mediante uma TUST-FR 
correspondente. Os resultados dessas excepcionalidades podem ser identificados no Anexo III-A.  
III.2 Procedimento de cálculo da TUST – Submódulo 9.4 do PRORET 
 
30. 
Em 28 de junho de 2022, a REN nº 1.024 aprovou o Submódulo 9.4 em sua primeira versão, 
estabelecendo os procedimentos de cálculo da TUST. De acordo com o normativo, a TUST será calculada 
a partir da metodologia Nodal, considerando caso base de fluxo de potência em cenário regional, isto é, 
balanço carga-geração por submercado do Sistema Interligado Nacional (SIN).  
31. 
Além disso, as tarifas são publicadas por ponto de conexão para ambos os segmentos, carga 
e geração, conforme Anexos I e III, respectivamente. De toda forma, dentre os relatórios do Programa 
Nodal, o de extensão .TUH informa as TUST de cada central de geração considerada na arrecadação da 
RAP do ciclo tarifário sob cálculo e o .NTC de cada distribuidora/permissionária. 
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32. 
Todas as TUST estabilizadas para o segmento geração homologadas nos termos das REN nº 
267/2007 e 559/2013 estão mantidas até o término das respectivas validades, sendo publicadas 
nominalmente conforme Anexo II.  
33. 
Essas tarifas são atualizadas pelo Índice de Atualização da Transmissão – IAT, calculado pela 
composição dos índices de reajustes dos contratos de transmissão associados às instalações da Rede 
Básica em operação a cada ciclo tarifário, ponderados pelas receitas associadas a cada contrato. Além 
disso, o IAT é utilizado para formação da envoltória tarifária, juntamente com o risco de expansão da 
transmissão definido em 5%. 
34. 
Assim, considerando que os índices de reajuste dos contratos de transmissão atualmente 
são o IPCA9 e o IGP-M10, obtém-se o IAT conforme equação (1): 
IATi = (IGP-Mj x CIGP-M i) + (IPCAj x CIPCA i) 
(1) 
Onde: 
IATi: Índice de Atualização da Transmissão no ciclo tarifário i; 
IGP-Mj: IGP-M acumulado no ciclo tarifário j; 
IPCAj: IPCA acumulado no ciclo tarifário j; 
 CIGP-Mj: Proporção da RAP das instalações de Rede Básica em operação com contratos de 
concessão reajustados por IGP-M no início do ciclo tarifário i; 
CIPCA j:Proporção da RAP das instalações de Rede Básica em operação com contratos de 
concessão reajustados por IPCA no início do ciclo tarifário i; 
i:ciclo tarifário atual; e 
 j:ciclo tarifário anterior, que considera os índices de maio do ciclo (i-2) a maio do ciclo (i-1). 
 
35. 
Para o ciclo sob cálculo o IAT é 11,59%, composto pelo IGP-M e IPCA de acordo com a 
Tabela 1: 
 
 
Tabela 1: Composição do Índice de Atualização da Transmissão – 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% 
 
 
9 IPCA – Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo 
10 IGP-M – Índice Geral de Preços do Mercado 
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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%          
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36. 
Ao fim desse prazo de estabilização, as centrais de geração passarão a ter suas TUST 
controladas por ponto de conexão (Anexo I), mediante envoltória tarifária definida no item 5 do 
Submódulo 9.4 do PRORET como regra geral para o segmento geração. Os procedimentos transitórios 
para esses geradores estão dispostos no item 10.  
37. 
As diferenças de encargos anuais apuradas a cada ciclo tarifário na aplicação da envoltória 
tarifária e das TUST estabilizadas remanescentes, para mais ou para menos, em relação às tarifas 
efetivamente obtidas para o mesmo ciclo mediante cálculo anual (Tarifa da Barra – TB), são contabilizadas 
e atribuídas ao segmento consumo, com a finalidade de dirimir as incertezas associadas a parcela de custo 
do sistema de transmissão inclusa no preço da energia elétrica ofertada pelo segmento geração. 
38. 
A exceção à regra de controle tarifário do segmento geração são as centrais em regime 
integral de cotas de garantia física, visto que os custos com os encargos de uso dos sistemas de 
transmissão são custos não gerenciáveis, totalmente repassados aos valores das cotas de garantia física 
de energia, cujas tarifas serão publicadas nominalmente conforme Anexo II. 
39. 
Para o segmento consumo, a TUST é estabelecida a cada ciclo tarifário, nos postos tarifários 
de ponta e fora de ponta, com o montante a ser arrecadado rateado de forma proporcional ao total de 
MUST contratado em cada horário, conforme item 6 do Submódulo 9.4 do PRORET. 
III.3 Impactos do cálculo da TUSDg – Submódulo 7.4 do PRORET 
 
40. 
O Submódulo 7.4 afeta o critério de rateio de custos entre os segmentos consumo e 
geração vigente para a Rede Básica ao estabelecer em seu item 5.1.4 que o cálculo da TUST das centrais 
geradoras deverá considerar a receita recuperada pela TUSDg-T (parcela relativa ao fluxo de exportação 
para a rede básica) a ser arrecadada das centrais de geração em âmbito de distribuição para pagamento 
de custos da Rede Básica. Para o ciclo sob cálculo, este valor está estimado em R$ 69.554.619,24, a preços 
de junho de 2022. 
41. 
Já o item 5.1.5 dispõe que o cálculo da TUST das centrais geradoras deverá considerar os 
recursos provenientes da TUSDg-ONS (parcela relativa ao custeio do ONS). Para o ciclo sob cálculo, este 
valor está estimado em R$ 64.456.743,13, a preços de junho de 2022. 
42. 
Esses valores estão dispostos por distribuidoras/permissionárias conforme Anexo IV. 
III.4 Tarifas de Importação/Exportação e de Interligações internacionais 
 
43. 
A Lei nº 12.111, de 2009, dispôs, entre outros temas, sobre as instalações de transmissão 
destinadas às interligações internacionais, alterando o art. 17 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995. 
Alterou também os incisos XVIII e XX do art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, atribuindo à 
ANEEL a competência de “definir adicional de tarifas de uso específico das instalações de interligações 
internacionais para exportação e importação de energia elétrica, visando à modicidade tarifária dos 
usuários do sistema de transmissão ou distribuição.” 
44. 
As instalações de Garabi 1 e 2, autorizadas à ENEL CIEN, respectivamente por meio das 
Resoluções ANEEL nº 129 e 130, ambas de 1998, foram equiparadas, para fins de efeitos técnicos e 
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comerciais, aos concessionários de serviços público de transmissão de energia elétrica conforme Portarias 
MME nº 245/2020 e 211/2011. 
45. 
O art. 17 da REN nº 666, de 2015, trata da contratação e da forma da cobrança do uso do 
sistema de transmissão por importadores e exportadores de energia elétrica. Estas tarifas, TUSTIMP/EXP e 
TUII estão apresentadas nas Tabelas 2 e 3, bem como nos Anexo V e V-A, respectivamente. 
Tabela 2: TUSTIMP/EXP (Anexo V) 
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 3: TUII (Anexo V-A) 
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% 
 
46. 
As tarifas de importação/exportação dependem do efeito da TUST-RB e do fator “f”, dado 
pela relação entre a potência instalada e a garantia física do parque gerador em operação e utilizado na 
conversão das tarifas por demanda (R$/MW) para tarifas por consumo (R$/MWh). Já a TUII depende do 
fator “f” e das RAP das concessionárias equiparadas.  
47. 
Verificou-se a necessidade de realizar o tratamento dos dados a serem utilizados no cálculo 
desse fator, uma vez que a base de dados obtida por meio do Sistema de Informações de Geração da 
ANEEL (SIGA), apresenta diversos dados de Potência Instalada Outorgada (PO) e Garantia Física (GF) 
dissociados. Desse modo, para fins de cálculo desse fator, adotou-se apenas as usinas cuja informação de 
Potência Outorga e Garantia Física estavam vinculadas, conforme dados disponíveis no SIGA em 1º de 
junho de 2022. 
48. 
Outro ponto importante verificado foi a expansão significativa das fontes renováveis 
ocorrida recentemente, cujos fatores de carga são baixos, ou seja, a PO sobressai consideravelmente em 
relação à GF, ocasionando o aumento do fator “f”. 
49. 
Ao realizar o cálculo considerando essa análise mais criteriosa, obteve-se o aumento de 
54,2% desse fator, passando de 1,21 para 1,86, sendo o principal responsável pelos resultados, que estão 
em consonância com a regulamentação aplicável e com os dados praticados. Portanto, a variação da tarifa 
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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%    
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decorre principalmente do referido aumento do fator “f” e da atualização monetária incorrida no período 
(IAT de 11,59%). 
50. 
Cabe frisar que a interligação de Uruguaiana explorada pela CGT Eletrosul até o ciclo 
2021/2022 não está sendo utilizada para essa finalidade, de modo que não será calculada TUII para ela.  
III.5 Tarifas para a contratação em caráter temporário – TUST TEMP 
 
51. 
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. 
52. 
A TUST associada à contratação em caráter temporário é calculada de acordo com o inciso 
V do art. 14 da Resolução Normativa nº 666, de2015, e está disposta na Tabela 4, bem como no Anexo VI. 
Tabela 4: TUST TEMP (Anexo VI) 
GERADOR  
TUST temp  
2021-2022 
TUST temp  
2022-2023  
Variação 
 (R$/MWh) 
(R$/MWh) 
% 
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. 
53. 
A variação da TUSTTEMP justifica-se pelos mesmos motivos apresentados no item III.4. 
III.6 Tarifa de Transporte de Itaipu 
 
54. 
A Tarifa de Transporte de Itaipu, relativa às DIT de uso exclusivo (instalações dedicadas 
àquela central geradora e não integrantes da Rede Básica), é calculada conforme procedimentos 
estabelecidos no item 9 do Submódulo 9.4 do Proret, a partir do Encargo de Conexão devido à Furnas 
para o ciclo sob cálculo e das Parcelas de Ajuste – PA referentes à previsão da Demanda Anual de potência 
do ciclo anterior e às variações de RAP oriundas de revisão ou outros ajustes, consoante a Tabela 5. 
Tabela 5: 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$/MW) 
9.936,12 
11.738,71 
18,1% 
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GERADOR    TUST temp      TUST temp    Variação    
    2021-2022      2022-2023        
    (R$/MWh)      (R$/MWh)      %  
UTE Uruguaiana  14,547      25,034      72,1%    
UTE Termonorte I  21,246      36,562      72,1%    
UTE Termonorte II  14,202      24,440      72,1%    
Parâmetros de cálculo      2021-2022      2022-2023      Variação    
  Encargo de Conexão (R$)      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%  
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55. 
A PADEMANDA ANUAL recupera no ciclo seguinte as variações de potência decorrentes do 
descasamento entre ano civil e ciclo tarifário. Com esses parâmetros, calcula-se a Tarifa de Transporte de 
Itaipu, conforme a equação (2):  
Tarifa de Transporte de Itaipu = 
Encargo de Conexão2021−2022+Parcelas de Ajuste
Demanda Anual
   (2) 
56. 
Dessa forma, a tarifa resultante de 11.738,71 R$/MW deverá ser paga diretamente à 
Furnas pelos contratantes da energia da Itaipu Binacional proporcionalmente às suas cotas-parte. A 
variação de 18,1% observada se deve ao reperfilamento do componente financeiro da “RPC” associado à 
revisão homologada pela REH nº 2.848, de 2021, do Contrato de Concessão no 62/2001, celebrado com 
Furnas e prorrogado nos termos da Lei nº 12.783, de 2013. 
III.7 Resolução Normativa nº 762, de 2017 (revogada pela REN nº 918/2021) – Regulamentação da 
Portaria MME nº 120, de 2016 
 
57. 
A fim de regulamentar o disposto na Portaria MME nº 120, de 2016, foi publicada a REN nº 
762, de 21 de fevereiro de 2017, que definiu os procedimentos e critérios a serem utilizados no cálculo 
do custo de capital a ser adicionado à Receita Anual Permitida de cada concessionária de transmissão 
abrangida pela Lei nº 12.783, de 2013 e deu outras providências. 
58. 
Em 10 de abril de 2017, a decisão liminar emitida no âmbito do Processo Judicial  
nº 001055248.2017.4.01.3400/DF – 5ª Vara Federal – deferiu, em favor da ABRACE, ABIVIDRO e ABRAFE, 
pedido de tutela provisória de urgência para determinar que a “ANEEL exclua a parcela dita de 
“remuneração” da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST, calculada sobre os bens reversíveis, 
ainda não amortizados e nem depreciados, prevista no art. 15, § 2º, da Lei nº 12.783, de 2013, devendo 
incidir sobre o montante apenas a atualização.” 
59. 
Em cumprimento à decisão e considerando que esta aponta ilegalidade no § 3º do art. 1º 
da Portaria MME nº 120, de 2016, tornou-se necessário suspender parte da Resolução Normativa nº 762, 
de 2017, até análise do mérito da petição apresentada pela ABRACE, ABIVIDRO e ABRAFE. Tal normativo 
trata da remuneração do custo de capital não incorporado desde 1º de janeiro de 2013 a 30 de junho de 
2017, nos termos transcritos a seguir: 
“Art. 2º O custo de capital das concessionárias de transmissão de energia elétrica, 
composto por parcelas de remuneração e quota de reintegração regulatória, relativo à BRR 
estabelecida no art. 1º, passará a compor as respectivas Receitas Anuais Permitidas – RAP, 
a partir de 1º de julho de 2017, tendo dois componentes:  
I – O custo de capital dos ativos com vida útil residual em 1º de julho de 2017, a ser recebido 
pelo prazo remanescente da vida útil dos ativos; e  
II – O custo de capital não incorporado desde 1º de janeiro de 2013 até 30 de junho de 2017, 
a ser recebido no prazo de 8 ciclos tarifários, sendo que cada ciclo é compreendido entre 1º 
de julho e 30 de junho do ano subsequente. 
[...] 
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Art. 4º O cálculo do custo de capital referente ao item II do art. 2º será realizado, a cada 
ciclo tarifário, considerando as premissas a seguir:  
[...] 
§ 3º O custo de capital de que trata o caput, calculado a cada ciclo tarifário, será 
remunerado pela taxa referente ao custo de capital próprio, real, depois de impostos, 
conforme Resolução Normativa nº 386/2009 e Submódulo 9.1 do PRORET, sendo igual a: 
10,74% a.a. entre 1º de janeiro de 2013 e 30 de junho de 2013; e 10,44% a.a. entre 1º de 
julho de 2013 e 30 de junho de 2017.” (Grifo nosso) 
60. 
Nessas circunstâncias, por meio do Despacho nº 1.779, de 20 de junho de 2017, a Diretoria 
colegiada da ANEEL, para atender a decisão judicial do processo nº 001055248.2017.4.01.3400/DF – 5ª 
Vara Federal, decidiu por: “ (i) excetuar o disposto no §3º do art. 4º da Resolução Normativa nº 762, de 
21 de fevereiro de 2017, como critério de cálculo da Receita Anual Permitida – RAP a ser homologada para 
o ciclo tarifário 2018-2019, a vigorar entre 1º de julho de 2017 e 30 de junho de 2018, e para os ciclos 
tarifários futuros enquanto vigorar a presente decisão judicial, e para os ciclos tarifários futuros enquanto 
vigorar a presente decisão judicial; (ii) estender a todos os usuários do sistema de transmissão o mesmo 
tratamento tarifário ora impetrado pelas autoras da ação judicial, em razão da impossibilidade material 
de segregação das componentes tarifárias e da irreversibilidade dos efeitos provocados;... e (v) caso a 
liminar permaneça vigente, considerar seus efeitos, na forma disposta nesta decisão, no processo de 
homologação do reajuste anual das RAPs, das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Energia 
Elétrica – TUSTs e da Tarifa de Transporte de Itaipu para o ciclo tarifário 2017-2018, para vigorar entre 1º 
de julho de 2017 e 30 de junho de 2018”. 
61. 
A citada decisão vigorou durante os ciclos 2017-2018, 2018-2019 e 2019-2020, de modo 
que as TUST foram calculadas a partir dos valores de receita homologados pela ANEEL, considerando os 
ativos reversíveis ainda não amortizados previstos no art. 15º, § 2º, da Lei nº 12.783/2013, os critérios 
estabelecidos pela Resolução Normativa nº 762, de 2017, além dos itens (i), (ii) e (v) do Despacho nº 1.779, 
de 2017. 
62. 
Contudo, essas liminares foram cassadas em sua maioria, e em cumprimento aos Pareceres 
de Força Executória11 emanados pela Procuradoria Federal junto à ANEEL, a SGT operacionalizou a 
reinclusão do parâmetro “ke” (custo de capital próprio) no processo de revisão12 periódica das receitas 
 
11 
SICs 
48516.000790/2020, 
48516.000798/2020, 
48516.000799/2020, 
48516.000804/2020, 
48516.000846/2020, 
48516.000851/2020, 
48516.003929/2019, 
48516.000796/2020, 
48516.000803/2020, 
48516.001238/2020, 
48516.001278/2020, 48516.001438-2020-00 e 48516.001525-2020-00. 
12 Processos de revisão das transmissoras prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013. 
Concessionária Contrato de Concessão Processo de Revisão (SIC) 
CEEE-GT 
055/2001 
48500.000753/2019-29 
CELG G&T 
063/2001 
48500.000752/2019-84 
CEMIG-GT 
006/1997 
48500.000751/2019-30 
CHESF 
061/2001 
48500.000750/2019-95 
COPEL-GT 
060/2001 
48500.000749/2019-61 
CTEEP 
059/2001 
48500.000748/2019-16 
ELETRONORTE 
058/2001 
48500.000747/2019-71 
ELETROSUL 
057/2001 
48500.000746/2019-27 
FURNAS 
062/2001 
48500.000745/2019-82 
 
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  Concessionária      Contrato de Concessão      Processo de Revisão (SIC)  
CEEE-GT      055/2001      48500.000753/2019-29    
CELG G&T      063/2001      48500.000752/2019-84    
CEMIG-GT      006/1997      48500.000751/2019-30    
CHESF      061/2001      48500.000750/2019-95    
COPEL-GT      060/2001      48500.000749/2019-61    
CTEEP      059/2001      48500.000748/2019-16    
ELETRONORTE      058/2001      48500.000747/2019-71    
ELETROSUL      057/2001      48500.000746/2019-27    
FURNAS      062/2001      48500.000745/2019-82    
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das transmissoras prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, considerando os efeitos financeiros, 
inclusive. 
63. 
Apenas para o consumidor livre denominado GV do Brasil Indústria e Comércio de Aço 
Ltda., que acessa a Rede Básica, sua TUST será calculada sem os efeitos descritos, tendo em vista que a 
decisão liminar deferida no âmbito da Ação 1006030-58.2017.4.01.3400 ainda continua vigorando, 
conforme Anexo III-A. Outrora, será homologada também a TUST para o respectivo ponto de conexão, 
sem os efeitos da liminar, condicionando sua aplicação à cassação da medida cautelar, conforme Anexo 
III. 
64. 
Cumpre destacar que, no âmbito da análise dos recursos interpostos contra as REH nº 2.706 
a nº 2.717, de 2020, que homologaram a revisão periódica de 2018 das concessionárias prorrogadas, a 
ANEEL homologou o reperfilamento do componente financeiro da “RBSE” por meio das REH nº 2.845 a 
2.853, de 2021, cuja memória de cálculo pode ser acessada no site das Consulta Públicas nº 17 a 25/2020. 
65. 
Sobre esse tema, o Consórcio CESTE (UHE Estreito) solicitou no âmbito da análise dos 
pedidos de reconsideração da TUST do ciclo 2021/2022 contra a REH nº 2.896/2021, que culminou na REH 
nº 2.958/2021, que a ANEEL proceda com o recálculo da tarifa de forma: 
“(i) A refletir adequadamente o efeito ex tunc da cassação das liminares, apenas e tão 
somente para os agentes que estavam protegidos pelos efeitos das decisões judiciais, 
preservando a alocação original dos passivos relativos às indenizações do RBSE, de forma 
que o CESTE reste a salvo de quaisquer de seus efeitos decorrentes. 
(ii) A desonerar a UHE Estreito de quaisquer parcelas da RAP referente a ajustes dos ciclos 
anteriores em que as tarifas estavam estabilizadas, de forma a manter o princípio da 
blindagem tarifária frente às variações dos parâmetros de cálculo durante o período de 
estabilização.” 
 
66. 
Em mesma linha, a Elera Renováveis13 e Jirau14 trazem o mesmo condão da argumentação 
interposta pelo Consórcio Ceste: 
Pedido Elera 
74. Diante do exposto, as Requerentes pleiteiam que a ANEEL, no cálculo das novas TUSTs 
estabilizadas das centrais geradoras que compõem os Complexos Eólicos Alto Sertão e 
Renascença – tarifas de uso essas a serem aplicadas a partir de julho de 2022 –, considere 
a RAP prospectiva: 
(i) sem os valores da componente financeira da RBSE ou 
(ii) subsidiariamente, sem os efeitos da reversão das decisões judiciais que, nos ciclos 2017-
2018, 2018-2019 e 2019-2020, afastaram a incidência de parte dos valores lançados na 
composição da RAP das concessionárias de transmissão que aderiram aos termos da 
Medida Provisória n. 579/2012. 
 
 
13 Sic 48513.013483/2022-00 
14 Sic 48513.013058/2021-00 
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Pág. 13 da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de 07/07/2022. 
 
Pedido ESBR 
“95. Se, de forma agregada, já é possível ver que a maior parte dos benefícios ficou com o 
segmento consumo - alguns geradores tiveram os efeitos da redução considerados no 
cálculo da TUST estabilizada - no caso da UHE Jirau, o benefício da redução foi inexistente, 
como também foi inexistente para a usina o efeito da suspensão judicial que afetou o valor 
do Financeiro da RBSE, aplicada, por decisão unilateral da ANEEL, a todos os usuários não 
estabilizados independentemente de serem autores da suspensão. 
96. Sob essa perspectiva, por razão de justiça alocativa e a fim de preservar a relação entre 
devedores e pagantes do Financeiro da RBSE, impõe-se a exclusão desse Financeiro das 
RAPs consideradas no horizonte decenal de recálculo da TUST da UHE Jirau a ser realizado 
no ciclo 2022-2023.” 
67. 
 A Nota Técnica nº 218/2021-SGT/ANEEL, de 13 de setembro de 2021, concluiu que: (i) as 
receitas vigentes devem ser consideradas indistintamente para todos os usuários conforme premissas 
oriundas na REN nº 762/2017 e do Despacho nº 1.779/2017, uma vez que não se trata de indenizações 
de ativos mas de retorno à base tarifária de instalações que passam a compor o custo do sistema de 
transmissão, cuja variação deve ser suportada por todos os usuários, sem discriminação; (ii) conquanto, 
para os geradores com TUST estabilizadas, os impactos decorrentes da PRT nº 120/2016 devem ocorrer 
apenas na ocasião do recálculo tarifário. 
68. 
Portanto, entende-se que o pleito das requerentes é análogo ao do Consórcio Ceste, cuja 
decisão da Diretoria Colegiada da ANEEL foi pelo não provimento, conforme trecho transcrito do voto do 
diretor relator: 
“12. O Ceste requer que a Usina Hidrelétrica (UHE) Estreito não seja impactada pelos efeitos 
passados das liminares judiciais relativas à Portaria (Prt) nº 120, de 20 de abril de 2016, do 
4 de 12 Ministério de Minas e Energia. 
13. Contudo, esse pleito do Ceste já foi devidamente analisado e decidido pela ANEEL para 
os casos gerais. O voto condutor da Resolução Normativa (REN) nº 762/20175, que 
regulamentou a incorporação à base tarifária dos custos relativos à Prt 120/2016, tratou 
sobre esse tema no âmbito da Audiência Pública (AP) nº 68/2016, conforme transcrição a 
seguir: 
“46. Novamente, retoma-se a discussão de que a regulamentação da Portaria nº 
120/2016 não se trata de indenização dos ativos não depreciados, ou seja, ao definir pelo 
tratamento tarifário ordinário já regulamentado pela ANEEL, os referidos ativos passam a 
compor o custo do sistema de transmissão, cuja variação deve ser suportada por todos 
os usuários, sem discriminação.  
 
47. No entanto, entendo que os geradores que possuem tarifas estabilizadas 
somente devem perceber o impacto decorrente da Portaria nº 120/2016 a partir do 
momento previsto para o recálculo das suas TUST, conforme definido nas Resoluções 
Normativas nº 267/2007 e 559/2013. Ou seja, já era condição conhecida do segmento 
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geração que haveria recálculo de suas tarifas em determinado momento e isso não foi 
alterado pela publicação da Portaria 120/2016. Neste contexto, cumpre destacar que o 
princípio da estabilização tarifária é sinalizar, sob certas condições e por tempo definido, a 
situação dos parâmetros de cálculo (receita, configuração da rede, parâmetros elétricos, 
potências contratadas, etc).” (grifos nossos) 
  
14. De forma adicional, no Despacho nº 1.779, de 20 de junho de 2017, a Diretoria da 
ANEEL, de forma a atender a decisão judicial do processo nº 001055248.2017.4.01.3400/DF 
– 5ª Vara Federal (ABRACE/ABIVIDRO/ABICLOR), decidiu por excetuar o disposto no § 3º do 
art. 4º da Resolução Normativa nº 762, de 21 de fevereiro de 2017, enquanto vigorasse a 
decisão judicial e estender para todos os usuários do sistema de transmissão o mesmo 
tratamento tarifário impetrado pelas autoras da ação judicial, em razão da impossibilidade 
material de segregação das componentes tarifárias e da irreversibilidade dos efeitos 
provocados.  
 
15. Após a reversão da decisão judicial, em cumprimento ao constante nos Pareceres de 
Força Executória emitidos6 pela Procuradoria Federal junto a ANEEL, o parâmetro “ke” 
associado ao componente financeiro, de que trata o § 3º do art. 4º da REN nº 762/2017, foi 
incorporado ao cálculo dos processos de revisão periódica de 2018 da RAP das 
concessionárias de transmissão prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013, cuja 
reversão dos efeitos provocados foi operacionalizada a partir do ciclo 2020-2021, 
considerando todos os efeitos retroativos, inclusive. Cumpre destacar esse tema foi 
discutido nas Consultas Públicas nº 17 a 25/2020.  
 
16. Desta forma, concordo com a análise efetuada pela SGT de que as receitas vigentes 
devem ser consideradas indistintamente para todos os usuários conforme fundamentos da 
REN nº 762/2017 e do Despacho nº 1.779/2017, uma vez que não se trata de indenizações 
de ativos, mas de retorno à base tarifária de instalações que passam a compor o custo do 
sistema de transmissão, cuja variação deve ser suportada por todos os usuários, sem 
discriminação. Especificamente, para os geradores com TUST estabilizadas, os impactos 
decorrentes da Prt nº 120/2016 devem ocorrer apenas na ocasião do recálculo tarifário, 
caso da UHE Estreito.  
 
17. Por todo o exposto, o Pedido de Reconsideração do Ceste não deve ser provido.” 
 
69. 
Dessa forma, em função do citado precedente, os pedidos da Elera Renováveis e Jirau 
(ESBR) não merecem ser acatados. De toda forma, cumpre destacar que a regulamentação vigente 
(Submódulo 9.4 do Proret) aboliu a definição de TUST estabilizada calculada no horizonte do PDE, de 
modo que a RAP prospectiva alegada pela Elera Renováveis e EBSR, regulamentada no item 8 do 
Submódulo 9.4 do Proret, será utilizada somente em situação específica (parágrafo 37 da citada norma), 
a qual não se conforma as requerentes. 
 
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III.8 Encargos setoriais: PROINFA e Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 
 
70. 
A partir de julho de 2004, os encargos de uso do sistema de transmissão de consumidores 
livres e de autoprodutores com unidades consumidoras com acesso à Rede Básica passou a considerar os 
encargos setoriais do segmento consumo, CCC, CDE e PROINFA em sua composição, em conformidade 
com o disposto no § 1º do art. 1º do Decreto nº 4.562, de 2002, no art. 3º da Lei nº 10.604, de 2002, e no 
art. 13 da Lei nº 10.848, de 2004. A Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013, nos arts. 23 e 24, extinguiu a 
cobrança do encargo setorial CCC, e consequentemente da TUST-CCC. 
71. 
A TUST-PROINFA é definida para o ano civil em processo específico. Para 2022, o valor foi 
estabelecido na REH nº 2.995, de 14 de dezembro de 2021. 
72. 
Com a publicação da Lei nº 13.360, de 2016, novas mudanças foram introduzidas na CDE, 
com efeitos a partir de 2017, relativamente à gestão financeira, a origem e destinação dos recursos e à 
forma de rateio das quotas anuais entre os consumidores de energia elétrica. Assim, a TUST CDE passou 
a ser definida para o ano civil em processo específico.  
73. 
Para 2022, o valor foi estabelecido na REH nº 3.034 de 26 de abril de 2022.  
III.9 Apuração de Parcelas decorrentes da Resolução Normativa ANEEL nº 666, de 2015 
 
74. 
Em razão da aplicação das regras estabelecidas na REN nº 666, de 2015, no período de 
junho de 2021 a maio de 2022, a apuração dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão – EUST 
incorreram em parcelas que excederam a arrecadação incialmente estimada, conforme mostrado na 
Tabela 6: 
 
Tabela 6: Apuração de parcelas decorrentes da REN nº 666, de 2015. 
Parcelas 
Distribuidoras 
Consumidores 
Livres 
Geradores 
Total (R$) 
Parcela de Ineficiência por 
Sobrecontratação - PIS 
26.155.532,18 
0,00 
0,00 
26.155.532,18 
Parcela de Ineficiência por 
Ultrapassagem - PIU 
32.671.157,54 
32.563.566,04 
7.414.798,60 
72.649.522,17 
EUST Flexível 
691.154,65 
9.576.604,39 
0,00 
10.267.759,04 
EUST Reserva de Capacidade 
0,00 
24.449.063,37 
0,00 
24.449.063,37 
Adicional de EUST- ADCEUST 
(tolerância) 
71.230.053,88 
17.880.968,00 
11.482.520,43 
100.593.542,32 
Adicional de EUST devido a perda 
do incentivo na TUST (R$) 
0,00 
0,00 
608.910,00 
608.910,00 
Total (R$) 
234.115.419,09 
 
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Parcelas      Distribuidoras        Consumidores    Geradores      Total (R$)    
              Livres              
  Parcela de Ineficiência por    26.155.532,18      0,00      0,00      26.155.532,18    
  Sobrecontratação - PIS                          
  Parcela de Ineficiência por    32.671.157,54      32.563.566,04      7.414.798,60      72.649.522,17    
  Ultrapassagem - PIU                          
  EUST Flexível      691.154,65      9.576.604,39      0,00      10.267.759,04  
  EUST Reserva de Capacidade      0,00      24.449.063,37      0,00      24.449.063,37  
  Adicional de EUST- ADCEUST    71.230.053,88      17.880.968,00      11.482.520,43      100.593.542,32    
  (tolerância)                          
  Adicional de EUST devido a perda    0,00      0,00      608.910,00      608.910,00    
  do incentivo na TUST (R$)                          
Total (R$)                        234.115.419,09    
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75. 
A partir do processo de estabelecimento das receitas anuais permitidas da transmissão15, 
tais valores compõem a Parcela de Ajuste, permitindo sua reversão para a modicidade tarifária no ciclo 
sob cálculo. 
III.10 Parcela Variável – Resolução Normativa nº 906, de 2020 (Módulo 4 das Regras de Transmissão) 
 
76. 
A Parcela Variável – PV, conforme dispõe o Módulo 4 das Regras de Transmissão, aprovado 
pela REN nº 906, de 8 de dezembro de 2020, é o desconto na RAP das transmissoras em função da 
indisponibilidade ou restrição operativa das instalações integrantes da Rede Básica sob sua 
responsabilidade. Durante o período de junho de 2021 a maio de 2022 foi descontado da receita das 
transmissoras o valor de R$ 500.762.679,74. Este valor foi apropriado para modicidade tarifária na 
apuração mensal dos serviços e encargos de transmissão dos usuários do sistema de transmissão. 
III.11 Passivos de Encargos de Uso do Sistema de Transmissão 
 
77. 
Para o ciclo sob cálculo há passivos financeiros excepcionais a serem considerados, 
conforme descritos a seguir, e dispostos no Anexo VIII. 
Passivo 1 – Regularização da EOL Campo dos Ventos II16 
78. 
Em 26 de abril de 2022, a CPFL Renováveis17 solicitou a regularização das TUST relativas ao 
Complexo eólico denominado EOL Campo dos Ventos II, uma vez estar em desacordo com a Resolução 
Homologatória nº 1.031/2010, relativa ao Leilão nº 005/2010 (LER), o qual sagrou-se vencedora com tarifa 
pré-estabelecida ao certame. 
 
15 SIC nº 48500.000395/2022-50 
16 CEG Núcleo 030500-6 
17 SIC 48513.011870/2022-00 
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79. 
Por ter sido informada a TUST por meio de Comunicado Relevante ao Edital nº 005/2010 e 
não listada na REH nº 1.031/2010, houve falha operacional ao relacionar as usinas vencedoras do certame 
com a respectiva tarifa estabelecida, de modo que o pedido merecer ser acatado. Dessa forma, a EOL 
Campo dos Ventos II foi conformada como nova central de geração no ciclo 2013-2014 homologado pela 
REH nº 1.625/2013, quando teve seu estabelecimento de TUST realizado nos termos do art. 5º da REN nº 
559/2013, quando já havia tarifa estabelecida nos termos do art. 4º da mesma Norma na ocasião do Leilão 
nº 005/2010.  
80. 
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. Desse modo, calculou-se o passivo financeiro retroativo conforme consta na 
aba Passivo 1 da Planilha Auxiliar de Cálculo da TUST 202-2023, no valor de R$ 2.426.491,71, a preços de 
junho de 2022, considerando o período compreendido entre os ciclos completos de 2017-2018 e 2021-
2022, inclusive. Esse passivo deve ser incluso nas apurações mensais do ciclo 2022/2023, como débito da 
central de geração. 
“Art. 53. A Administração deve anular seus próprios atos, quando eivados de vício de 
legalidade, e pode revogá-los por motivo de conveniência ou oportunidade, respeitados os 
direitos adquiridos. 
Art. 54. O direito da Administração de anular os atos administrativos de que decorram 
efeitos favoráveis para os destinatários decai em cinco anos, contados da data em que 
foram praticados, salvo comprovada má-fé.” 
 
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81. 
Destaca-se que a validade da TUST estabelecida pela REH nº 1.031/2010 finda em 
30/06/2022, de modo que no próximo ciclo (2022/2023), nova TUST será recalculada para essa central de 
geração, normalizando a situação dela daqui para frente também.  
 
Passivo 2 – Centrais de Geração abrangidas pela REN nº 1.021/2022 
82. 
A REN nº 1.021, de 24 de maio de 2022, alterou o art. 8º da REN nº 559/2013, incluindo os 
parágrafos 1º e 2º.  
“Art. 8º Quando as centrais geradoras com TUST vigente tiverem uma nova TUST calculada, 
nos dois primeiros ciclos tarifários do período com nova tarifa, as TUST serão estabelecidas 
da seguinte forma: 
 
 
§ 1º A partir do ciclo tarifário 2022/2023 o disposto no caput deste artigo não se aplica às 
centrais de geração cuja TUST estabilizada tenha sido fixada nos termos da Resolução 
Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007. 
§ 2º  Excepcionalmente, para as centrais de geração que tiveram a TUST estabilizada fixada 
nos termos da Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007, e reduzida com a 
aplicação do cálculo da transição de que trata o caput deste artigo até o ciclo tarifário 
2021/2022, os valores resultantes devido à aplicação desta regra de transição deverão 
ser creditados para essas centrais geradoras no ciclo tarifário 2022/2023 devidamente 
atualizado pelo Índice de Atualização de Transmissão - IAT”(NR) 
 
83. 
Esses dispositivos foram mantidos nos procedimentos transitórios descritos no item 10 do 
Submódulo 9.4 do PRORET, transcritos a seguir: 
“10. PROCEDIMENTOS TRANSITÓRIOS 
 
(...) 
 
84. A mudança de regime metodológico de que trata o parágrafo 83, deverá considerar 
período de transição a fim de atenuar variações tarifárias abruptas entre a TUST-RB Nova 
recalculada e a Vigente antes do recálculo, atualizada pelo IAT para a mesma referência de 
preços da TUST-RB nova, nos seguintes termos:  
 
 
 
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85. O parágrafo 84 aplica-se indistintamente a todo o segmento geração para quaisquer 
movimentos tarifários (aumentos ou reduções), exceto:  
 
i. 
Para as centrais de geração cuja remuneração seja integralmente oriunda de cotas 
de garantia física destinadas ao atendimento do ACR;  
ii. 
Para as centrais relativas ao item (i) que alterarem seu regime para qualquer outro 
que enseje a comercialização de energia elétrica; e  
iii. 
A partir do ciclo 2022/2023, para as centrais de geração cuja TUST estabilizada 
tenha sido fixada nos termos da Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007.  
 
86. Excepcionalmente, para as centrais de geração que tiveram a TUST estabilizada fixada 
nos termos da Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007, e reduzida com a 
aplicação do cálculo da transição de que trata o caput do art. 8º da Resolução Normativa 
nº 559/213 até o ciclo tarifário 2021/2022, os valores resultantes devido à aplicação desta 
regra de transição deverão ser creditados para essas centrais geradoras no ciclo tarifário 
2022/2023 devidamente atualizado pelo Índice de Atualização de Transmissão – IAT.” 
 
84. 
Dessa forma, a partir do ciclo 2022-2023 o mecanismo de transição não será aplicado às 
centrais abrangidas pela REN nº 267/2007. Ademais, faz-se necessário processar o disposto no § 86, 
calculando o passivo financeiro a ser descontado das centrais de geração conformadas nesse dispositivo. 
A Tabela abaixo apresenta as centrais e os respectivos passivos financeiros, a preços de junho de 2022, a 
serem creditados nas apurações mensais do ciclo 202-2023 pelo ONS, conforme consta na aba Passivo 2 
da Planilha Auxiliar de Cálculo da TUST 2022-2023. 
Tabela 7: Passivo financeiro decorrente do §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 
UHE SANTO ANTONIO(RO) 
029707-0 
- 
UTE GERAMAR I 
029705-4 
6.994.337,42 
 
85. 
Cumpre destacar que no caso da central de geração UHE SANTO ANTONIO, não houve 
pagamentos realizados em função do mecanismo de transição durante o ciclo 2021/2022 (ciclo de 
recálculo da TUST), tendo em vista estar sob amparo do Agravo de Instrumento n.º 1030158- 
21.2021.4.01.0000. 
Passivo 3 – Agravo de Instrumento n.º 1030158- 21.2021.4.01.0000 interposto pela SAESA 
86. 
O Agravo de Instrumento nº 1030158-21.2021.4.01.0000 deferido à SAESA determina a 
aplicação das TUST previstas no Anexo I da REH nº 2.896/2021, para as usinas UHE SANTO ANTONIO e 
UHE SANTO ANTONIO(AMP) correspondentes a R$ 16,759/kW e R$ 14,662/kW, respectivamente, 
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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    
UHE SANTO ANTONIO(RO)  029707-0  -    
UTE GERAMAR I  029705-4  6.994.337,42    
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desconsiderando a adoção do mecanismo de transição disposto no art. 8 da REN nº 559/2013 até a 
decisão definitiva da ANEEL acerca do Requerimento Administrativo nº 48513.019374/2020-00.  
87. 
O processo decorrente do citado requerimento foi dado como extinto por perda do objeto, 
uma vez que a decisão no caso geral foi conferida pela REN nº 1.021/2022, como resultado na Consulta 
Pública nº 67/2021. 
88. 
Face ao exposto, no âmbito da análise dos recursos contra a REH nº 2.896/2021 que 
homologou as TUST do ciclo 2021/2022, as tarifas das usinas UHE SANTO ANTONIO e UHE SANTO 
ANTONIO(AMP) foram alteradas para 17,116 R$/kW e 12,219 R$/kW, respectivamente, ambas a preços 
de junho de 2021, conforme REH nº 2.958/2021. 
89. 
Dessa forma, a SGT encaminhou à Procuradoria Federal junto à ANEEL o Memorando nº 
124/2022-SGT/ANEEL18, de 31 de maio de 2022, solicitando esclarecimentos acerca das providências 
cabíveis para que a ANEEL possa aplicar o regramento associado, uma vez que o Agravo proferido surtiria 
efeito enquanto não houvesse decisão definitiva da ANEEL, o que veio a ocorrer conforme relatado. 
90. 
Em resposta, a Procuradoria emitiu o DESPACHO n. 00442/2022/PFANEEL/PGF/AGU, de 14 
de junho de 2022, aprovando a NOTA n. 00030/2022/PFANEEL/PGF/AGU, de 13 de junho de 2022, a qual 
conclui que: 
“Diante disso, independentemente das providências no processo judicial que serão 
adotadas pela PFANEEL para requerer a extinção do processo em razão da perda 
superveniente de objeto, não subsiste óbice judicial à ANEEL, que pode, portanto, adotar 
todas as providências necessárias ao cumprimento integral da REN n.º 1021/2022, 
inclusive relacionadas à SAESA, tendo em vista que a eficácia da decisão judicial exauriu-
se com o julgamento do requerimento administrativo n.º 48513.019374/2020-00.” 
 
 
91. 
Nesse sentido, procede-se o cálculo do ajuste financeiro decorrente das TUST homologadas 
pela REH nº 2.958/2022, perfazendo os valores de R$ 14.911.623,29 para a UHE SANTO ANTONIO e R$ 
3.049.906,82, para a UHE SANTO ANTONIO(AMP), a preços de junho de 2022, a serem inclusos como 
débito nas apurações mensais do ciclo 2022/2023 pelo ONS, conforme consta na aba Passivo 3 da Planilha 
Auxiliar de Cálculo da TUST 2022-2023. 
 
III.12 Cálculo da Receita Anual Permitida do ciclo sob cálculo 
 
92. 
A Receita Anual Permitida – RAP para o ciclo sob cálculo encontra-se detalhada no Processo 
nº 48500.000395/2022-50. São consideradas as instalações de transmissão autorizadas pela ANEEL, bem 
como as obras resultantes de processos licitatórios previstos para entrar em operação até 30 de junho de 
2023. 
 
18 Sic 48581.001560/2022-00 
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Número: 48581.001849/2022-00

Pág. 21 da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de 07/07/2022. 
 
93. 
O déficit ou superávit de arrecadação do período anterior é compensado neste período 
pela Parcela de Ajuste – PA arrecadada tanto por meio de TUST-RB (Rede Básica) como pela TUST-FR 
(Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de Transmissão – DIT Compartilhadas por Distribuidoras). 
94. 
Ressalta-se que para o cálculo das tarifas foram consideradas informações constantes no 
Sistema de Gestão da Transmissão – SIGET em 30 de junho de 2022. 
95. 
A arrecadação dos recursos para pagamento às concessionárias de transmissão no ciclo sob 
cálculo será realizada pelos usuários da Rede Básica: centrais de geração, concessionárias e 
permissionárias de distribuição, autoprodutores, unidades consumidoras e importadores/exportadores 
de energia elétrica que acessam o sistema de transmissão. 
III.12.1 Da RAP a ser arrecadada por TUST-RB 
 
96. 
Para o cálculo da TUST-RB é necessário estabelecer o valor da receita de Rede Básica para 
o ciclo sob cálculo. Este valor servirá de base para o cálculo da TUST do segmento consumo e como 
parâmetro inicial para prospecção das RAP do segmento geração. As Tabelas 8 e 9 apresentam os valores 
e cálculos efetuados para a obtenção da receita de Rede Básica. 
Tabela 8: Parâmetros de arrecadação das Receitas Anuais Permitidas (RAP) associados aos contratos de 
concessão de transmissão 
Rede Básica 
Ciclo 2021-2022 
[A] 
Ciclo 2022-2023 
[B] 
Variação % 
[C=B/A-1] 
Efeito %    
[C=(B-A) 
/Total(A)] 
I - Parcela da RAP referente às instalações de 
transmissão Licitadas - RBL 
16.041.434.620,34 20.807.113.305,87 
29,7% 
16,8% 
II - Parcela da RAP referente às instalações de 
transmissão existentes, integrantes da Rede Básica 
(Resoluções nº 166 e nº 167, de 2000) - RBSE 
8.181.703.205,98 
9.794.570.954,09 
19,7% 
5,7% 
III - Parcela da RAP correspondente às novas 
instalações autorizadas, integrantes da Rede básica e 
com receitas estabelecidas por resolução específica 
após publicação da Resolução nº 167, de 2000 - RBNI 
1.599.657.048,87 
1.949.906.879,81 
21,9% 
1,2% 
IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias nas 
instalações de transm. (REN nº 443, de 2011) - RMEL 
111.122.280,75 
153.478.765,87 
38,1% 
0,1% 
V - Interligações Internacionais 
362.738.707,65 
395.877.756,24 
9,1% 
0,1% 
VI - Previsão de receita pro rata tempore para novas 
instalações de transmissão no ciclo 
2.794.363.818,42 
1.555.076.944,97 
-44,3% 
-4,4% 
VII - Glosa Previsão de receita pro rata tempore para 
novas instalações de transmissão no ciclo 
-1.276.582.859,85 
-167.756.769,91 
86,9% 
3,9% 
VIII - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. 
35.067.295,27 
114.063.381,93 
225,3% 
0,3% 
IX - PA Apuração 
-584.932.587,15 
-1.033.349.268,66 
-76,7% 
-1,6% 
X - PA PIS/COFINS  
  
  
- 
0,0% 
XI - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 
17.652.850,06 
65.060.590,44 
268,6% 
0,2% 
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Rede Básica      Ciclo 2021-2022
[A]  Ciclo 2022-2023
[B]  Variação %
[C=B/A-1]  Efeito %
[C=(B-A)
/Total(A)]
  I - Parcela da RAP referente às instalações de    16.041.434.620,34  20.807.113.305,87  29,7%  16,8%
  transmissão Licitadas - RBL          
  II - Parcela da RAP referente às instalações de    8.181.703.205,98  9.794.570.954,09  19,7%  5,7%
  transmissão existentes, integrantes da Rede Básica          
  (Resoluções nº 166 e nº 167, de 2000) - RBSE          
  III - Parcela da RAP correspondente às novas    1.599.657.048,87  1.949.906.879,81  21,9%  1,2%
  instalações autorizadas, integrantes da Rede básica e          
  com receitas estabelecidas por resolução específica          
  após publicação da Resolução nº 167, de 2000 - RBNI          
  IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias nas    111.122.280,75  153.478.765,87  38,1%  0,1%
  instalações de transm. (REN nº 443, de 2011) - RMEL          
V - Interligações Internacionais      362.738.707,65  395.877.756,24  9,1%  0,1%
  VI - Previsão de receita pro rata tempore para novas    2.794.363.818,42  1.555.076.944,97  -44,3%  -4,4%
  instalações de transmissão no ciclo          
  VII - Glosa Previsão de receita pro rata tempore para    -1.276.582.859,85  -167.756.769,91  86,9%  3,9%
  novas instalações de transmissão no ciclo          
VIII - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores.      35.067.295,27  114.063.381,93  225,3%  0,3%
IX - PA Apuração      -584.932.587,15  -1.033.349.268,66  -76,7%  -1,6%
X - PA PIS/COFINS          -  0,0%
XI - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia      17.652.850,06  65.060.590,44  268,6%  0,2%
Efeito %
[C=(B-A)
/Total(A)]
Ciclo 2021-2022
[A]
Ciclo 2022-2023
[B]
Variação %
[C=B/A-1]
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Rede Básica 
Ciclo 2021-2022 
[A] 
Ciclo 2022-2023 
[B] 
Variação % 
[C=B/A-1] 
Efeito %    
[C=(B-A) 
/Total(A)] 
XII - Financeiro Melhorias (Anuidade de melhorias) 
173.807.518,33 
195.573.997,93 
12,5% 
0,1% 
XIII - PA Melhoria 
0,00 
0,00 
- 
0,0% 
XIV - PA Revisão - Parcela de ajuste relativa a revisão 
periódica. 
204.719.662,29 
207.020.732,37 
1,1% 
0,0% 
XV - Previsão de receita anual permitida 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 
23,05% 
22,50% 
 
 
97. 
Os fatores que mais contribuem para esse resultado são: 
i. 
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%).  
ii. 
Revisão Periódica da RAP – RPR de 2018 (retroativa): resultado final 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. 
98. 
Com relação às 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, 
não se vislumbra providências a serem tomadas, já que, de acordo com o contrato de concessão, o direito 
à RAP deve ser respeitado. Ademais, as revisões das transmissoras prorrogadas cumpriram o determinado 
nas decisões da ANEEL19, e nos regulamentos atinentes.  
99. 
Contudo, para as obras previstas para o ciclo sob cálculo, entende-se que as datas de 
entrada em operação de obras informadas pelos agentes para o ciclo tarifário podem ser aprimoradas no 
sentido de serem mais assertivas e, assim, minimizar o excesso de arrecadação e consequente geração de 
saldos positivos na PA Apuração. Cumpre destacar que, a sobra de receita ao longo dos ciclos é recorrente, 
normalmente na faixa entre 500 e 700 milhões a cada ciclo. Dentre as causas desse superávit estão o 
atraso de obras, a aplicação da Parcela Variável e as variações de mercado (entrada de novos usuários e 
aumentos de MUST).  
100. 
Ademais, destaca-se o momento de recuperação sócio-econômica causado pela pandemia 
de COVID-19, o que motiva aprimorar os critérios de análise para que não haja onerosidade aos usuários 
do sistema de transmissão em momento não propício. 
101. 
Com relação ao atraso de obras previstas, o efeito financeiro é um adiantamento de receita 
a todas as transmissoras, mesmo para aquelas que não tenham obras, uma vez que a arrecadação se dá 
 
19 REHs nº 2.846/2021. 2.847/2021, 2.848/2021, 2.849/2021, 2.851/2021, 2.852/2021 2.960/2021, 2.935/2021 e 3.011/2022. 
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Rede Básica      Ciclo 2021-2022
[A]  Ciclo 2022-2023
[B]  Variação %
[C=B/A-1]  Efeito %
[C=(B-A)
/Total(A)]
XII - Financeiro Melhorias (Anuidade de melhorias)      173.807.518,33  195.573.997,93  12,5%  0,1%
XIII - PA Melhoria      0,00  0,00  -  0,0%
  XIV - PA Revisão - Parcela de ajuste relativa a revisão    204.719.662,29  207.020.732,37  1,1%  0,0%
  periódica.          
  XV - Previsão de receita anual permitida a ser utilizada    27.660.751.560,97  34.036.637.270,95  23,05%  22,50%
  no estabelecimento das tarifas nodais de uso do          
  sistema de transmissão - TUST-RB          
Efeito %
[C=(B-A)
/Total(A)]
Ciclo 2021-2022
[A]
Ciclo 2022-2023
[B]
Variação %
[C=B/A-1]
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de forma a liquidar mensalmente toda a apuração advinda da aplicação da TUST pelos MUST contratados 
pelos usuários. Dessa forma, caso as obras não entrem, as transmissoras recebem a mais e devolvem na 
forma de Parcela de Ajuste – PA no ciclo subsequente, atualizado pelo respectivo índice do contrato de 
concessão. Entende-se que esse mecanismo precisa ser otimizado, a fim de manter os custos do sistema 
equilibrados, sem onerar os usuários do sistema desnecessariamente. Neste contexto, de acordo com as 
informações geradas pelo SIGET a partir das declarações dos agentes transmissores, prevê-se cerca de R$ 
2,8 bilhões em novas instalações de Rede Básica durante o ciclo sob cálculo. 
102. 
Desse modo, verificou-se que no ciclo 2020-2021 (previsão SIGET de R$ 1,8520 bilhões), foi 
efetuada a glosa de cerca de R$ 500 milhões, o que representava 27,1% das receitas estimadas pelo SIGET. 
Esse valor foi obtido a partir das datas projetadas pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de 
Eletricidade – SFE, em que se calculou a diferença de RAP pro-rata tempore em relação às datas declaradas 
pelos agentes por meio do SIGET. Contudo, ao comparar a RAP realizada com a prevista, constatou-se que 
a glosa que aproximaria a previsão da realização seria de 45,7%. Dessa forma, a glosa que minimizaria a 
formação de PA positiva seria de R$ 844 milhões.  
103. 
Contudo ao se avaliar o ciclo 2019-2020 (previsão SIGET de R$ 2,321 bilhões), depara-se 
com uma situação especial, em que apenas duas obras das transmissoras XRTE (54%) e ARGO (21%) 
representavam cerca de 75% da previsão do SIGET. Neste caso, entende-se que a aplicação de percentuais 
de realização de forma generalizada incorreria em alto de risco de déficit, de modo que antes de se avaliar 
qualquer critério, faz-se necessário analisar a participação de cada obra sobre a previsão total. Neste caso, 
considerou-se a utilização das datas SFE, que apesar do superávit gerado em cerca de R$ 532 milhões, o 
risco de déficit justifica a medida adotada. 
104. 
No caso, das obras previstas no ciclo anterior, a proporção das obras era bem diluída e 
variava entre 0 e 9%, de modo que possibilitaria a adoção de critério universal. Ademais, efetuou-se outra 
análise, considerando os cronogramas de realização do desenvolvimento físico dos empreendimentos 
informados pela SFE em junho de 2021 e concluídos dentro do ciclo anterior. Verificou-se que, os 
percentuais de desenvolvimento físico que concluíram as obras dentro do ciclo apresentavam estágio 
médio de 82%. 
105. 
Para o ciclo sob cálculo, primeiramente avaliou-se a participação das obras previstas, que 
resultou entre 0 e 12%. Aplicando-se o critério de utilização dos cronogramas com desenvolvimento físico 
em estágio maior ou igual a 82%, a glosa para o ciclo sob cálculo deve ser de R$ 97 milhões. Caso, seja 
considerada a aplicação do percentual de realização que minimiza o efeito do ciclo anterior (10,8%), a 
glosa deve ser de R$ 168 milhões. Ambos os procedimentos levam a resultados prospectivos distintos, de 
modo que se propõe a manutenção do critério anterior, qual seja, a aplicação do percentual de realização 
que minimiza o efeito do ciclo anterior.  
106. 
Portanto, visando otimizar os recursos a serem aplicados às TUST-RB, propõe-se a aplicação 
do percentual de glosa de 10,8% sobre a previsão estimada pelo SIGET, e que no ciclo subsequente essa 
 
20 Referência: junho/2020 
21 Referência: junho/2019 
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mesma análise seja realizada, de modo a induzir a racionalização dos agentes de transmissão nas 
declarações de previsões de obras no SIGET e mitigar o risco de geração de superávits vultuosos. 
107. 
Além da RAP das transmissoras previstas para o ciclo, a receita a ser arrecadada por meio 
de TUST considera também a parcela do orçamento do ONS arrecadada por meio de encargos de uso e 
eventuais passivos financeiros ocorridos por determinações da diretoria da ANEEL ao longo do ciclo. 
108. 
O valor a ser considerado para arrecadação do Orçamento do ONS deve ser a metade do 
total aprovado para os anos de 2022 e 2023 conforme Resolução Autorizativa ANEEL – REA nº 10.991, de 
30 de dezembro de 2021, atualizados a preços de junho de 2022 pelo IPCA. 
109. 
A Tabela 9 detalha os recursos adicionais provisionados para o ciclo sob cálculo. 
Tabela 9: Despesas e Recursos adicionais não classificados como Receitas Anuais Permitidas 
Parâmetros 
Ciclo 2021-2022 
[A] 
Ciclo 2022-2023 
[B] 
Variação % 
[C=B/A-1] 
Efeito %     
[C=(B-A) 
/Total(A)] 
XV - Previsão de receita anual permitida a ser utilizada 
no estabelecimento das tarifas nodais de uso do 
sistema de transmissão - TUST-RB 
27.660.751.560,97 34.036.637.270,95 
23,1% 
22,5% 
XVI - Orçamento do ONS atualizado: 
672.557.720,73 
803.440.407,30 
19,5% 
0,5% 
XVII - Passivos 
0,00 
38.712.750,30 
- 
0,1% 
XVIII - 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% 
23,1% 
 
110. 
O valor previsto para arrecadação do ciclo sob cálculo será utilizado como parâmetro inicial 
de cálculo da RAP prospectiva para os geradores, desconsiderando efeitos financeiros imprevisíveis, tais 
como algumas componentes da Parcela de Ajuste.  
111. 
Este valor deve ser dividido, entre os segmentos carga e geração, considerando como 
critério de partida o rateio em 50% para cada segmento. Contudo, o rateio é alterado pelo: 
i. 
repasse para o segmento consumo das diferenças oriundas das tarifas estabilizadas (REN nº 
267/2007, 349/2009 e 559/2013) e controladas (item 5 do Submódulo 9.4 do Proret), em 
atendimento ao disposto no parágrafo 45 Submódulo 9.4 do Proret; 
ii. 
repasse para o segmento consumo a correção de déficits de arrecadação de centrais geradoras 
que motorizam ao longo do ciclo (MUST Parcial); 
iii. 
repasse para o segmento consumo da correção de déficits de arrecadação de centrais 
geradoras que entram ao longo do ciclo (EUST Parcial); 
iv. 
recuperação de parte da receita pelo encargo arrecadado pelas distribuidoras associado aos 
componentes tarifários TUSDg-T e TUSDg-ONS, nos termos do Submódulo 7.4 do Proret; e 
v. 
efeito da transição de centrais de geração dispostos no parágrafo 83 do Submódulo 9.4 do 
Proret. 
 
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Parâmetros      Ciclo 2021-2022
[A]  Ciclo 2022-2023
[B]  Variação %
[C=B/A-1]    Efeito %  
              [C=(B-A)  
              /Total(A)]  
  XV - Previsão de receita anual permitida a ser utilizada    27.660.751.560,97  34.036.637.270,95  23,1%  22,5%    
  no estabelecimento das tarifas nodais de uso do              
  sistema de transmissão - TUST-RB              
XVI - Orçamento do ONS atualizado:      672.557.720,73  803.440.407,30  19,5%  0,5%    
XVII - Passivos      0,00  38.712.750,30  -  0,1%    
  XVIII - Previsão de total de arrecadação a ser    28.333.309.281,69  34.878.790.428,55  23,1%  23,1%    
  utilizada no estabelecimento das Tarifas de Uso do              
  Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-
RB              
Ciclo 2021-2022
[A]
Ciclo 2022-2023
[B]
Variação %
[C=B/A-1]
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112. 
A Tabela 10 mostra o rateio dos encargos de uso do sistema de transmissão, considerando 
os citados mecanismos de ajuste. 
 
Tabela 10: Rateio dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão 
PARÂMETROS 
Ciclo 2022-2023 
Composição  
% 
 
I - Receitas inicial do Segmento Geração (50%) 
17.439.395.214,28 
50,00% 
 
II - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária 
TUSDg-ONS  
-64.456.743,13 
-0,18% 
 
III - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária 
TUSDg-T 
-69.554.619,24 
-0,20% 
 
IV - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007 
256.674.381,00 
0,74% 
 
V - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013 (Leilão) 
122.761.695,00 
0,35% 
 
VI - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013 (Ciclo) 
94.003.388,00 
0,27% 
 
VII - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo §3º do art. 20-A da REN 349/2009 
(Leilão) 
-147.874.213,00 
-0,42% 
 
VIII - MUST Parcial - Parcela referente a diferença entre o MUST contratado e o 
MUST equivalente utilizado para fins de arrecadação 
0,00 
0,00% 
 
XI - EUST Parcial - Parcela referente à arrecadação de centrais de geração com 
entrada em operação ao longo do ciclo 
-569.923.920,00 
-1,63% 
 
X - Parcela referente à transição disposta no parágrafo 84 do Submódulo 9.4 do 
Proret 
-77.819.945,00 
-0,22% 
 
XI - Parcela referente à envoltória tarifária disposta na seção 5 do Submódulo 9.4 
do Proret 
0,00 
0,00% 
 
XII - TOTAL Segmento Geração: 
16.983.205.237,91 
48,69% 
 
XIII - Receita inicial Segmento Consumo (50%) 
17.439.395.214,28 
50,00% 
 
XIV - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007 
-256.674.381,00 
-0,74% 
 
XV - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013 (Leilão) 
-122.761.695,00 
-0,35% 
 
XVI - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013 (Ciclo) 
-94.003.388,00 
-0,27% 
 
XVII - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo §3º do art. 20-A da REN 349/2009 
(Leilão) 
147.874.213,00 
0,42% 
 
XVII - MUST Parcial - Parcela referente à diferença entre o MUST máximo 
contratado para o ciclo tarifário e o MUST equivalente utilizado para fins de 
arrecadação 
0,00 
0,00% 
 
XIX - EUST Parcial- Parcela referente a arrecadação de centrais de geração com 
entrada em operação ao longo do ciclo 
569.923.920,00 
1,63% 
 
XX - Parcela referente à transição disposta no parágrafo 83 do Submódulo 9.4 do 
Proret 
77.819.945,00 
0,22% 
 
XXI - Parcela referente à envoltória tarifária disposta na seção 5 do Submódulo 9.4 
do Proret 
0,00 
0,00% 
 
XXII- TOTAL Segmento Consumo: 
17.761.573.828,28 
50,92% 
 
XXIII - Previsão de Encargos Geração e Consumo TUST-RB: (XII + XXII) 
34.744.779.066,18 
99,62% 
 
XXIV - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária 
TUSDg-ONS  
64.456.743,13 
0,18% 
 
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Número: 48581.001849/2022-00
PARÂMETROS      Ciclo 2022-2023      Composição
%    
  I - Receitas inicial do Segmento Geração (50%)      17.439.395.214,28      50,00%  
  II - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária    -64.456.743,13      -0,18%    
  TUSDg-ONS              
  III - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária    -69.554.619,24      -0,20%    
  TUSDg-T              
  IV - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007      256.674.381,00      0,74%  
  V - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013 (Leilão)      122.761.695,00      0,35%  
  VI - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013 (Ciclo)      94.003.388,00      0,27%  
  VII - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo §3º do art. 20-A da REN 349/2009    -147.874.213,00      -0,42%    
  (Leilão)              
  VIII - MUST Parcial - Parcela referente a diferença entre o MUST contratado e o    0,00      0,00%    
  MUST equivalente utilizado para fins de arrecadação              
  XI - EUST Parcial - Parcela referente à arrecadação de centrais de geração com    -569.923.920,00      -1,63%    
  entrada em operação ao longo do ciclo              
  X - Parcela referente à transição disposta no parágrafo 84 do Submódulo 9.4 do    -77.819.945,00      -0,22%    
  Proret              
  XI - Parcela referente à envoltória tarifária disposta na seção 5 do Submódulo 9.4    0,00      0,00%    
  do Proret              
  XII - TOTAL Segmento Geração:      16.983.205.237,91      48,69%  
  XIII - Receita inicial Segmento Consumo (50%)      17.439.395.214,28      50,00%  
  XIV - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007      -256.674.381,00      -0,74%  
  XV - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013 (Leilão)      -122.761.695,00      -0,35%  
  XVI - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013 (Ciclo)      -94.003.388,00      -0,27%  
  XVII - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo §3º do art. 20-A da REN 349/2009    147.874.213,00      0,42%    
  (Leilão)              
  XVII - MUST Parcial - Parcela referente à diferença entre o MUST máximo    0,00      0,00%    
  contratado para o ciclo tarifário e o MUST equivalente utilizado para fins de              
  arrecadação              
  XIX - EUST Parcial- Parcela referente a arrecadação de centrais de geração com    569.923.920,00      1,63%    
  entrada em operação ao longo do ciclo              
  XX - Parcela referente à transição disposta no parágrafo 83 do Submódulo 9.4 do    77.819.945,00      0,22%    
  Proret              
  XXI - Parcela referente à envoltória tarifária disposta na seção 5 do Submódulo 9.4    0,00      0,00%    
  do Proret              
  XXII- TOTAL Segmento Consumo:      17.761.573.828,28      50,92%  
XXIII - Previsão de Encargos Geração e Consumo TUST-RB: (XII + XXII)      34.744.779.066,18      99,62%    
  XXIV - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária    64.456.743,13      0,18%    
  TUSDg-ONS              
Composição
%
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Pág. 26 da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de 07/07/2022. 
 
PARÂMETROS 
Ciclo 2022-2023 
Composição  
% 
 
XXV - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária 
TUSDg-T 
69.554.619,24 
0,20% 
 
XXVI - Previsão Total de Receitas: [XXIII+XXIV+XXV] 
34.878.790.428,55 
100% 
 
 
Evolução da alocação da receita 
113. 
A Figura 1 apresenta o rateio da RAP a ser arrecadada por meio de TUST-RB entre os ciclos 
2013-2014 e 2022-2023. Entre os ciclos 2013-2014 e 2016-2017, as variações decorreram dos fatores 
ordinários do processo tarifário de transmissão como: reajuste/revisão da RAP das transmissoras, 
variações de mercado e estabilização do segmento geração. 
114. 
Para o ciclo 2017-2018, os efeitos da Portaria MME nº 120/2016 foram alocados 
majoritariamente ao segmento consumo, de modo que a repartição da receita entre os dois segmentos 
retornou ao equilíbrio.  
115. 
Para o ciclo 2018-2019, a maior parte da redução de RAP ocasionada pela revisão provisória 
das instalações classificadas como “RBSE” foi alocada ao segmento consumo, pois a maioria do segmento 
geração (80%) tem tarifa estabilizada, nos termos da REN nº 559/2013, reduzindo sua participação para 
45,66% no rateio da TUST-RB, e se mantendo nesse patamar no ciclo 2019-2020. 
116. 
Para o Ciclo 2020-2021, a participação entre os segmentos consumo e geração no rateio da 
RAP se inverteu em decorrência do aumento da RAP e do segmento geração estar com seu custo 
estabilizado. Com as medidas de desoneração tarifária promovidas pela ANEEL, dentre elas, o 
reperfilamento do componente financeiro da “RBSE”, a RAP-RB praticamente se manteve no patamar, 
conforme pode ser visto na Figura 1:  
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Número: 48581.001849/2022-00
PARÂMETROS      Ciclo 2022-2023  Composição
%
  XXV - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária    69.554.619,24  0,20%
  TUSDg-T      
XXVI - Previsão Total de Receitas: [XXIII+XXIV+XXV]      34.878.790.428,55  100%
Composição
%
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Figura 1 – Rateio da RAP arrecadada via TUST-RB entre segmento consumo e geração. 
 
117. 
A Figura 2 apresenta a evolução da contratação de MUST de carga e geração ao longo dos 
ciclos. Percebe-se que a contratação de geração aumentou consideravelmente desde o ciclo 2013-2014 
(cerca de 61 GW), o que não ocorreu com o segmento consumo, cuja contratação apresentou aumentos 
menos expressivos nesse período (cerca de 22 GW na ponta e 25 GW na fora ponta).  
 
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%
2013-20142014-20152015-20162016-20172017-20182018-20192019-20202020-20212021-20222022-2023
Bilhões
Rateio da RAP
Geração
Carga
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Número: 48581.001849/2022-00
0,34  %    3  2,74  2
%  9,03  %                      
  4  2,76  %        5  0,09  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  %
4  9,91  5
%  4,34  % 5  3,84  %
4  6,85  5
%  2,58  % 4  9,08
                                    
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Pág. 28 da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de 07/07/2022. 
 
 
Figura 2 – Variação do MUST (GW) de Geração e Carga (ponta e fora ponta). 
 
118. 
A Figura 3 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%. 
119. 
No caso do segmento geração, essa redução se deve ao aumento do número de entrantes 
9,7%) agregando novos pagadores à base de arrecadação. De toda forma, esse movimento será percebido 
pelos novos entrantes e pelos geradores em recálculo e em regime integral de cotas de garantia física, 
tendo em vista que os demais geradores possuem tarifas estabilizadas. Para o segmento consumo, 
também houve aumento de pagantes (6,1%), embora não na mesma proporção do segmento geração, 
além do fato de assumir o risco pelo controle tarifário do segmento geração, conforme preconizado no 
parágrafo 45 do Submódulo 9.4 do Proret, o que explica o aumento verificado. Todavia, destaca-se que o 
aumento da carga equivale à inflação do período (11,59% medida pelo IAT) apesar da receita da Rede 
Básica ter avançado em 23,1%. 
 
85
88
91
92
92
96
97
98
101
107
89
93
97
98
99
103
105
106
108
115
95
101
105
114
122
128
130
135
142
156
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2013-2014 2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 2019-2020 2020-2021 2021-2022 2022-2023
GW
Carga Ponta
Carga Fora Ponta
Geração
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Pág. 29 da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de 07/07/2022. 
 
 
Figura 3 – Evolução da TUST-RB média (R$/kW). 
120. 
A Figura 4 apresenta a sinalização locacional do ciclo sob cálculo, obtida a partir do arquivo 
2022-2023.NOS, que publica as tarifas por ponto de conexão da Rede Básica. Vê-se que a sinalização 
locacional é pouco evidente na maior parte do país, mostrando que as tarifas estão muito próximas de 
um valor médio. Esse tema está sendo abordado no Relatório de Análise de Impacto Regulatório (AIR) nº 
02/2022-SGT/ANEEL22, no âmbito da 3ª Fase da Consulta Pública nº 39/2021 referente ao aprimoramento 
da regulamentação da TUST/TUSDg. 
 
 
Figura 4 – Sinal Locacional do segmento geração e do segmento consumo no horário de ponta. 
 
121. 
Importante destacar o piso tarifário para carga e geração, trazido pelo parágrafo 22 do 
Submódulo 9.4 do Proret, obtido a partir de 50% da Tarifa Equivalente Uniforme (TEU) de cada segmento. 
 
22 Sic 48581.000952/2021-00 
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
Consumo
Geração
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              15,32    
                  13,37
        12,13        11,97  
9,42    9,05  9,00  9,47  10,07
9,30  10,63
9,60      9,13
  8,18
6,87            10,23  9,72  
    4,90              
4,48      4,41            
                  
                  
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Pág. 30 da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de 07/07/2022. 
 
A TEU representa o rateio dos custos da Rede Básica igualmente entre todos os usuários de cada 
segmento, caso não houvesse a sinalização locacional. Dessa forma, os usuários bem localizados na rede 
elétrica pagam metade da tarifa uniforme. No caso da geração, a TEUg é de 9,298 R$/kW, o que produz o 
piso de 4,649 R$/kW, conforme pode ser visto no mapa de calor acima. E no caso da carga, a TEUc é de 
6,563 em ambos os horários de ponta e fora de ponta, o que perfaz o piso de 3,281 R$/kW. 
 
III.12.2 Da RAP a ser arrecadada por TUST-FR 
 
122. 
A TUST-FR é aplicada às distribuidoras e considera as parcelas da RAP associadas aos 
transformadores e conexões com tensão primária igual ou superior a 230 kV e as instalações classificadas 
como DIT de uso compartilhado, bem como a parcela de ajuste proveniente das diferenças entre a RAP e 
o valor recebido das distribuidoras no ciclo anterior. Este valor de RAP é rateado na proporção dos MUST 
contratados em cada ponto de conexão, pela respectiva distribuidora, nos postos tarifários de ponta e 
fora de ponta, conforme parágrafo 44 do Submódulo 9.4 do Proret. 
123. 
Quando a contratação de MUST for igual a zero em pontos de conexão de fronteira pelas 
distribuidoras, deverá ser cobrado diretamente encargo de uso, conforme disposto no § 6º do art. 5º da 
REN nº 67, de 2004, considerando os valores aprovados de RAP e Parcela de Ajuste constantes do Processo 
de reajuste da RAP. 
124. 
As parcelas de ajuste de fronteira referentes à “PA - Apuração" e "PA - Outros Ajustes" são 
consideradas juntamente com a RAP para o cálculo da TUST-FR. 
125. 
A Tabela 11 apresenta os valores para cálculo da TUST-FR, informando os valores totais 
referentes aos transformadores de fronteira e as DIT de uso compartilhado. 
Tabela 11: Valores para cálculo da TUST-FR 
Rede Básica de Fronteira 
Ciclo 2021-2022 
[A] 
Ciclo 2022-2023 
[B] 
Variação % 
[C=B/A-1] 
Efeito %      
[C=(B-A) 
/Total(A)] 
I - Parcela da RAP referente às instalações de transmissão 
Licitadas - RBL 
593.377.096,92 
799.947.451,15 
34,8% 
5,7% 
II - Parcela da RAP referente às instalações de transmissão 
existentes, integrantes da Rede Básica (Resoluções nº 166 
e nº 167, de 2000) - RBSE 
1.414.749.742,38 
1.609.502.203,55 
13,8% 
5,4% 
III - Parcela da RAP correspondente às novas instalações 
autorizadas, integrantes da Rede básica e com receitas 
estabelecidas por resolução específica - RBNI 
728.515.192,92 
903.370.019,41 
24,0% 
4,9% 
IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias nas 
instalações de transmissão (REN nº 443, de 2011) - RMEL 
59.329.265,32 
71.802.165,89 
21,0% 
0,3% 
V - Previsão de receita para novas instalações de 
transmissão no ciclo 
242.720.852,65 
208.591.261,51 
-14,1% 
-0,9% 
VI - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. 
-20.797.481,65 
-17.733.444,29 
14,7% 
0,1% 
VII - PA Apuração 
-116.286.270,75 
-220.635.148,38 
-89,7% 
-2,9% 
VIII - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS 
0,00 
0,00 
- 
0,0% 
IX - PA REVISÃO - Parcela de ajuste relativa a revisão 
periódica. 
163.913.428,71 
198.209.096,86 
20,9% 
1,0% 
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Rede Básica de Fronteira      Ciclo 2021-2022
[A]      Ciclo 2022-2023
[B]      Variação %
[C=B/A-1]        Efeito %  
                          [C=(B-A)  
                          /Total(A)]  
  I - Parcela da RAP referente às instalações de transmissão    593.377.096,92      799.947.451,15      34,8%      5,7%    
  Licitadas - RBL                          
  II - Parcela da RAP referente às instalações de transmissão    1.414.749.742,38      1.609.502.203,55      13,8%      5,4%    
  existentes, integrantes da Rede Básica (Resoluções nº 166                          
  e nº 167, de 2000) - RBSE                          
  III - Parcela da RAP correspondente às novas instalações    728.515.192,92      903.370.019,41      24,0%      4,9%    
  autorizadas, integrantes da Rede básica e com receitas                          
  estabelecidas por resolução específica - RBNI                          
  IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias nas    59.329.265,32      71.802.165,89      21,0%      0,3%    
  instalações de transmissão (REN nº 443, de 2011) - RMEL                          
  V - Previsão de receita para novas instalações de    242.720.852,65      208.591.261,51      -14,1%      -0,9%    
  transmissão no ciclo                          
  VI - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores.      -20.797.481,65      -17.733.444,29      14,7%      0,1%  
VII - PA Apuração      -116.286.270,75      -220.635.148,38      -89,7%      -2,9%    
  VIII - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS      0,00      0,00      -      0,0%  
  IX - PA REVISÃO - Parcela de ajuste relativa a revisão    163.913.428,71      198.209.096,86      20,9%      1,0%    
  periódica.                          
Ciclo 2021-2022
[A]
Ciclo 2022-2023
[B]
Variação %
[C=B/A-1]
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X - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 
2.398.089,17 
5.031.966,44 
109,8% 
0,1% 
XI - PA Melhoria 
0,00 
0,00 
- 
0,0% 
XII - Financeiro Melhorias (Anuidade de melhorias) 
0,00 
0,00 
- 
0,0% 
XIII - Previsão de receita de Rede Básica de fronteira a 
ser utilizada no estabelecimento das tarifas de uso do 
sistema de transmissão de fronteira - TUST-FR 
3.067.919.915,67 
3.558.085.572,14 
16,0% 
13,6% 
DIT Compartilhadas 
Ciclo 2021-2022 
[A] 
Ciclo 2022-2023 
[B] 
Variação % 
[C=B/A-1] 
Efeito %      
[C=(B-A) 
/Total(A)] 
XIV - Parcela da RAP referente às demais instalações de 
transmissão e às instalações de conexão, incluindo as 
instalações implantadas conforme Resolução 489/2002, a 
ser concatenada na data de reajuste tarifário - RCDM 
170.223.547,89 
199.690.624,10 
17,3% 
0,8% 
XV - Parcela da RAP referente às demais instalações de 
transmissão e às instalações de conexão, incluindo as 
instalações implantadas sob a luz da Resolução 489/2002, 
a ser concatenada na data de reajuste tarifário - RPC 
330.168.889,61 
519.281.312,10 
57,3% 
5,3% 
XVI - Parcela da RAP referente às instalações de 
transmissão Licitadas - RPEC 
10.626.712,49 
20.493.551,85 
92,8% 
0,3% 
XVII - Parcela da RAP correspondente às melhorias nas 
instalações de transmissão (REN nº 443, de 2011) - RMEL 
5.943.018,01 
6.633.127,61 
11,6% 
0,0% 
XVIII - Previsão de receita para novas instalações de 
transmissão no ciclo 
7.766.845,16 
30.753.945,24 
296,0% 
0,6% 
XIX - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. 
-217.929,81 
2.534.297,11 
1262,9% 
0,1% 
XX - PA Apuração 
-24.527.002,81 
93.507.497,76 
481,2% 
3,3% 
XXI - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS 
0,00 
0,00 
- 
0,0% 
XXII - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 
159.783,95 
1.552.055,63 
871,3% 
0,0% 
XXIII - PA Qualidade DIT 
0,00 
0,00 
- 
0,0% 
XXIV - PA REVISÃO - Parcela de ajuste relativa a revisão 
periódica. 
33.086.103,07 
35.849.152,75 
8,4% 
0,1% 
XXV - PA Melhoria 
0,00 
0,00 
- 
0,0% 
XXVI - Financeiro Melhorias (Anuidade de melhorias) 
0,00 
0,00 
- 
0,0% 
XXVII - Previsão de receita de DIT Compartilhada a ser 
utilizada no estabelecimento das tarifas de uso do 
sistema na transmissão de fronteira - TUST FR 
533.229.967,56 
910.295.564,15 
70,7% 
10,5% 
Total para cálculo da TUST-FR (XIII+XXVII) 
3.601.149.883,23 
4.468.381.136,29 
24,1% 
24,1% 
 
126. 
Da Tabela acima, pode-se notar a decomposição dos efeitos de cada parcela formadora da 
RAP a ser arrecada por TUST-FR, em que o efeito final é de 24,1%. Esse resultado decorre do efeito da 
entrada de instalações (RBL/RBNI/RCDM/RMEL/RPEC) e do resultado final das revisões das transmissoras 
prorrogadas conjugado com os efeitos financeiros, em especial pelo efeito do reperfilamento do 
componente financeiro da RBSE/RPC. 
 
 
 
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  X - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia      2.398.089,17      5.031.966,44    109,8%      0,1%    
  XI - PA Melhoria      0,00      0,00      -      0,0%  
  XII - Financeiro Melhorias (Anuidade de melhorias)      0,00      0,00      -      0,0%  
  XIII - Previsão de receita de Rede Básica de fronteira a    3.067.919.915,67      3.558.085.572,14      16,0%      13,6%    
  ser utilizada no estabelecimento das tarifas de uso do                          
  sistema de transmissão de fronteira - TUST-FR                          
DIT Compartilhadas      Ciclo 2021-2022
[A]      Ciclo 2022-2023
[B]      Variação %
[C=B/A-1]        Efeito %  
                          [C=(B-A)  
                          /Total(A)]  
  XIV - Parcela da RAP referente às demais instalações de    170.223.547,89      199.690.624,10      17,3%      0,8%    
  transmissão e às instalações de conexão, incluindo as                          
  instalações implantadas conforme Resolução 489/2002, a                          
  ser concatenada na data de reajuste tarifário - RCDM                          
  XV - Parcela da RAP referente às demais instalações de    330.168.889,61      519.281.312,10      57,3%      5,3%    
  transmissão e às instalações de conexão, incluindo as                          
  instalações implantadas sob a luz da Resolução 489/2002,                          
  a ser concatenada na data de reajuste tarifário - RPC                          
  XVI - Parcela da RAP referente às instalações de    10.626.712,49      20.493.551,85      92,8%      0,3%    
  transmissão Licitadas - RPEC                          
  XVII - Parcela da RAP correspondente às melhorias nas    5.943.018,01      6.633.127,61      11,6%      0,0%    
  instalações de transmissão (REN nº 443, de 2011) - RMEL                          
  XVIII - Previsão de receita para novas instalações de    7.766.845,16      30.753.945,24      296,0%      0,6%    
  transmissão no ciclo                          
XIX - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores.      -217.929,81      2.534.297,11      1262,9%      0,1%    
XX - PA Apuração      -24.527.002,81      93.507.497,76      481,2%      3,3%    
  XXI - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS      0,00      0,00      -      0,0%  
XXII - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia      159.783,95      1.552.055,63      871,3%      0,0%    
  XXIII - PA Qualidade DIT      0,00      0,00      -      0,0%  
  XXIV - PA REVISÃO - Parcela de ajuste relativa a revisão    33.086.103,07      35.849.152,75      8,4%      0,1%    
  periódica.                          
  XXV - PA Melhoria      0,00      0,00      -      0,0%  
  XXVI - Financeiro Melhorias (Anuidade de melhorias)      0,00      0,00      -      0,0%  
  XXVII - Previsão de receita de DIT Compartilhada a ser    533.229.967,56      910.295.564,15      70,7%      10,5%    
  utilizada no estabelecimento das tarifas de uso do                          
  sistema na transmissão de fronteira - TUST FR                          
Total para cálculo da TUST-FR (XIII+XXVII)      3.601.149.883,23      4.468.381.136,29      24,1%      24,1%    
Ciclo 2021-2022
[A]
Ciclo 2022-2023
[B]
Variação %
[C=B/A-1]
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III.12.3 Do Resultado Tarifário Global  
 
127. 
A Figura 5 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 5 – Resultado tarifário da transmissão. 
 
128. 
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 6. 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
Reajuste RAP (R$.bilhões)
Econômico
Financeiro
Previsão de Obras
ONS
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    0,8
    1,7
    3,7
    
0,7    
1,8    
2,4    
    
    
    36,4
29,5    
    
    
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Figura 6 – Efeito Tarifário das componentes. 
 
129. 
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%. 
 
 
III.13 Cálculo da RAP Prospectiva 
 
130. 
As RAPs prospectivas são calculadas a partir da RAP homologada no ciclo tarifário vigente. 
Para estimar o incremento de receita associada à expansão prevista para a Rede Básica no horizonte de 
cálculo, parte-se da RAP inicial para o ciclo tarifário sem componentes financeiros imprevisíveis, como a 
Parcela de Ajuste – PA e Outros Ajustes, cujas premissas estão dispostas no item 8 do Submódulo 9.4 do 
PRORET. 
131. 
A Tabela 12 apresenta a RAP do ciclo sob cálculo sem componentes financeiros 
imprevisíveis, para prospecção das receitas. 
Tabela 12: RAP do ciclo sem efeitos financeiros imprevisíveis. 
Parâmetros RAP  
RAP Rede Básica Ciclo 
2022-2023 
RAP sem componentes 
financeiros imprevisíveis 
 (R$) 
 (R$)  
RBL 
20.807.113.305,87 
20.807.113.305,87 
RBSE  
9.794.570.954,09 
9.794.570.954,09 
RBNI  
1.949.906.879,81 
1.949.906.879,81 
RMEL 
153.478.765,87 
153.478.765,87 
Interligações internacionais 
395.877.756,24 
395.877.756,24 
Total existente  
33.100.947.661,88 
33.100.947.661,88 
Previsão RAP 
1.555.076.944,97 
1.555.076.944,97 
19,9%
3,6%
-0,4%
0,4%
23,5%
Econômico
Financeiro
Previsão de Obras
ONS
Total
Efeito Tarifário %
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Parâmetros RAP        RAP Rede Básica Ciclo      RAP sem componentes  
        2022-2023      financeiros imprevisíveis  
        (R$)      (R$)  
  RBL      20.807.113.305,87      20.807.113.305,87  
  RBSE      9.794.570.954,09      9.794.570.954,09  
  RBNI      1.949.906.879,81      1.949.906.879,81  
  RMEL      153.478.765,87      153.478.765,87  
  Interligações internacionais      395.877.756,24      395.877.756,24  
Total existente      33.100.947.661,88      33.100.947.661,88    
  Previsão RAP      1.555.076.944,97      1.555.076.944,97  
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Parâmetros RAP  
RAP Rede Básica Ciclo 
2022-2023 
RAP sem componentes 
financeiros imprevisíveis 
 (R$) 
 (R$)  
RAP (instalações) 
34.656.024.606,85 
34.656.024.606,85 
Orçamento do ONS 
803.440.407,30 
803.440.407,30 
RAP (instalações + ONS) 
35.459.465.014,15 
35.459.465.014,15 
Financeiros imprevisíveis (PAs diversas e Outros Ajustes) 
-854.225.296,29 
-  
Financeiros previsíveis (PA Revisão+Anuidade de melhorias) 
402.594.730,30 
402.594.730,30 
 Passivos 
38.712.750,30 
- 
Total  
35.046.547.198,46 
35.862.059.744,45 
* RAP econômica não considera os efeitos financeiros de passivos imprevisíveis como Parcelas de Ajuste e Outros 
Ajustes. 
 
132. 
A Tabela 13 apresenta a receita utilizada no cálculo da RAP prospectiva. Cabe destacar que 
as componentes econômica e financeira provenientes da aplicação da Portaria MME nº 120, de 2016, 
regulamentada pela REN nº 762, de 2017, atualmente revogada pela REN nº 918, de 2021, já estão 
inclusas na RAP do ciclo sob cálculo, sendo que a componente financeira sofre a agregação de uma parcela 
no ciclo 2023-2024 e a retirada integral na prospecção do ciclo 2028-2029, em razão do reperfilamento 
aprovado pela ANEEL. 
Tabela 13: RAP prospectiva nos termos do item 8 do Submódulo 9.4 do Proret. 
Ciclo 
Investimentos 
com base no 
PET/PELP - 
2º/2021 no 
Horizonte do 
PDE 2031 
Atualização 
Monetária 
(IAT) 
REIDI 
Médio 
 (R$ x 1000) 
Previsão 
PET-PELP 
[2] 
Previsão 
SIGET (RAP 
PRO-RATA) 
[3] 
Previsão 
SIGET (RAP 
INTEGRAL) 
[4] 
Portaria 
nº 
120/2016 
Redução de 
RAP devido 
ao perfil 
degrau  
RAP 
prospectiva 
Referência 
jun-21 
jun-22 
jun-22 
jun-22 
jun-22 
jun-22 
jun-22 
jun-22 
jun-22 
  
(R$ x 1000) 
11,59% 
91,67% 
(R$x1000) 
(R$x1000) 
(R$x1000) 
20,73% 
(R$x1000) 
(R$x1000) 
2022-2023 
  
  
  
  
1.387.320 
2.482.966 
  
  
34.878.790,43 
2023-2024 
2.338.961 
2.610.072 
2.392.653 
301.081 
568.376 
1.031.902 
3.142.623 
-285.892 
40.516.136,03 
2024-2025 
1.381.159 
1.541.250 
1.412.864 
177.789 
360.278 
589.246 
0 
-150.306 
41.367.423,19 
2025-2026 
2.927.106 
3.266.388 
2.994.298 
376.789 
176.115 
555.567 
0 
-54.496 
42.094.799,91 
2026-2027 
9.712.227 
10.837.977 
9.935.173 
1.250.198 
44.856 
74.876 
0 
-8.504 
43.760.801,75 
2027-2028 
10.733.591 
11.977.728 
10.979.984 
1.381.673 
0 
0 
0 
-17.039 
45.155.455,80 
2028-2029 
3.939.882 
4.396.557 
4.030.323 
507.158 
0 
0 
-6.030.703 
-17.482 
39.614.429,66 
2029-2030 
6.591.854 
7.355.920 
6.743.172 
848.531 
0 
0 
0 
-6.101 
40.456.859,99 
2030-2031 
10.188.448 
11.369.398 
10.422.327 
1.311.500 
  
  
0 
-2.639 
41.765.720,28 
1 - A partir do ciclo 2023-2024 a RAP não considera os efeitos financeiros de Passivos imprevisíveis como: Parcelas de ajuste e Outros Ajustes; 
2 - Empreendimentos não outorgados associados às parcelas RBL, RBNI e REQNI; 
3 - Empreendimentos outorgados associados às parcelas RBL, RBNI e REQNI, com receita pro rata a partir da entrada em operação comercial prevista; 
4 - Empreendimentos outorgados associados às parcelas RBL, RBNI e REQNI, com receita integral a ser considerada no ciclo subsequente à entrada em 
operação comercial prevista; 
5 -Método de conversão de investimentos do PET/PELP em receita conforme Submódulo 9.7 do PRORET. 
RAP/Investimento 12,58% 
  
  
  
  
  
  
  
  
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Número: 48581.001849/2022-00
Parâmetros RAP        RAP Rede Básica Ciclo      RAP sem componentes  
        2022-2023      financeiros imprevisíveis  
        (R$)      (R$)  
RAP (instalações)      34.656.024.606,85      34.656.024.606,85    
  Orçamento do ONS      803.440.407,30      803.440.407,30  
  RAP (instalações + ONS)      35.459.465.014,15      35.459.465.014,15  
  Financeiros imprevisíveis (PAs diversas e Outros Ajustes)      -854.225.296,29      -  
  Financeiros previsíveis (PA Revisão+Anuidade de melhorias)      402.594.730,30      402.594.730,30  
  Passivos      38.712.750,30      -  
Total      35.046.547.198,46      35.862.059.744,45    
  * RAP econômica não considera os efeitos financeiros de passivos imprevisíveis como Parcelas de Ajuste e Outros              
  Ajustes.              
Ciclo      Investimentos
com base no
PET/PELP -
2º/2021 no
Horizonte do
PDE 2031      Atualização
Monetária
(IAT)      REIDI
Médio
(R$ x 1000)      Previsão
PET-PELP
[2]      Previsão
SIGET (RAP
PRO-RATA)
[3]      Previsão
SIGET (RAP
INTEGRAL)
[4]      Portaria
nº
120/2016      Redução de
RAP devido
ao perfil
degrau      RAP
prospectiva    
  Referência      jun-21      jun-22      jun-22      jun-22      jun-22      jun-22      jun-22      jun-22      jun-22  
        (R$ x 1000)      11,59%      91,67%      (R$x1000)      (R$x1000)      (R$x1000)      20,73%      (R$x1000)      (R$x1000)  
2022-2023                              1.387.320      2.482.966                  34.878.790,43    
2023-2024      2.338.961      2.610.072      2.392.653      301.081      568.376      1.031.902      3.142.623      -285.892      40.516.136,03    
  2023-2024      2.338.961      2.610.072      2.392.653      301.081      568.376      1.031.902      3.142.623            40.516.136,03  
  2024-2025      1.381.159      1.541.250      1.412.864      177.789      360.278      589.246      0    -150.306        41.367.423,19  
  2025-2026      2.927.106      3.266.388      2.994.298      376.789      176.115      555.567      0    -54.496        42.094.799,91  
  2026-2027      9.712.227      10.837.977      9.935.173      1.250.198      44.856      74.876      0    -8.504        43.760.801,75  
  2027-2028      10.733.591      11.977.728      10.979.984      1.381.673      0      0      0    -17.039        45.155.455,80  
  2028-2029      3.939.882      4.396.557      4.030.323      507.158      0      0      -6.030.703    -17.482        39.614.429,66  
  2029-2030      6.591.854      7.355.920      6.743.172      848.531      0      0      0    -6.101        40.456.859,99  
  2030-2031      10.188.448      11.369.398      10.422.327      1.311.500                  0    -2.639        41.765.720,28  
1 - A partir do ciclo 2023-2024 a RAP não considera os efeitos financeiros de Passivos imprevisíveis como: Parcelas de ajuste e Outros Ajustes;                                                          
2 - Empreendimentos não outorgados associados às parcelas RBL, RBNI e REQNI;                                                          
3 - Empreendimentos outorgados associados às parcelas RBL, RBNI e REQNI, com receita pro rata a partir da entrada em operação comercial prevista;                                                          
  4 - Empreendimentos outorgados associados às parcelas RBL, RBNI e REQNI, com receita integral a ser considerada no ciclo subsequente à entrada em                                                        
  operação comercial prevista;                                                        
  5 -Método de conversão de investimentos do PET/PELP em receita conforme Submódulo 9.7 do PRORET.                                                        
  RAP/Investimento      12,58%                                                  
Investimentos
com base no
PET/PELP -
2º/2021 no
Horizonte do
PDE 2031
Previsão
SIGET (RAP
PRO-RATA)
[3]
Previsão
SIGET (RAP
INTEGRAL)
[4]
Redução de
RAP devido
ao perfil
degrau
Atualização
Monetária
(IAT)
REIDI
Médio
(R$ x 1000)
Previsão
PET-PELP
[2]
Portaria
nº
120/2016
RAP
prospectiva
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Pág. 35 da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de 07/07/2022. 
 
III.14 Base de dados 
 
133. 
O item 7 do Submódulo 9.4 do Proret estabelece os requisitos para montagem da base de 
dados de cálculo da TUST, que deverá ser precedida de Tomada de Subsídios para escrutínio público, no 
intuito de promover a assertividade do resultado.  
134. 
A SGT avaliou e entende que a base de dados está em condições de ser aprovada e 
homologada pela ANEEL. 
III.14.1 Análise de contribuições da Tomada de Subsídio – TS 
 
135. 
Para o ciclo sob cálculo, foi instaurada a TS nº 07/2022, que teve o objetivo de receber 
contribuições para o aprimoramento da base de dados a ser utilizada no cálculo das TUST e TUSDg.  
136. 
Foram recebidas contribuições de 13 agentes: CELESC-D, COPEL-GT, ENEL-GO, ENEL-RJ, 
ENEL-SP, EMT, ETO, ESS, CELPE, ÔMEGA, ELETROSUL, ELETRONORTE, CHESF que tratam em sua maioria 
de alterações de parâmetros elétricos, configurações de rede e inclusão ou exclusão de geradores na base 
de dados. A maioria das alterações sugeridas foram implementadas na base de dados, e se encontram 
analisadas no Anexo VII.  
137. 
Serão disponibilizadas no site da TS nº 07/2022 as bases de dados planejadas para os ciclos 
futuros pelo ONS e EPE para que os agentes possam fazer suas projeções. 
III.14.2 Tratamento das instalações de corrente contínua 
 
138. 
Os critérios para tratamento dessas instalações estão dispostos no item 7.5 do Submódulo 
9.4 do PRORET. 
III.14.3 Tratamento dos custos de reposição das instalações 
 
139. 
Os critérios para tratamento dos custos de reposição estão dispostos no item 7.4 do 
Submódulo 9.4 do PRORET. 
III.14.4 Representação das cargas que acessam à Rede Básica 
 
140. 
Os critérios para representação da carga estão dispostos no item 7.1 do Submódulo 9.4 do 
PRORET. 
Pontos de fronteira com a Rede Básica 
 
141. 
A compatibilidade da base de dados e do ambiente contratual leva em consideração a data 
de entrada em operação das instalações de transmissão, os valores dos MUST e as datas de contratação 
por parte dos usuários. 
142. 
O ponto de conexão Quinta 138 kV apresenta TUST-FR nula, tendo em vista que possui 
parcela de ajuste negativa que anula a receita desse ponto. 
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143. 
O ponto de conexão Sinop 13,8 kV possui MUST nulo em sua contratação, além de estar 
prevista sua retirada na contratação de outubro de 2020. Assim, também será considerada TUST-FR nula. 
144. 
Os seguintes pontos de conexão de Rede Básica de fronteira deverão ser cobrados 
diretamente por meio de encargos, conforme Art. 5º, §6º, da REN nº 67, de 2004: Jauru 138 kV e Parecis 
138 kV. Desta forma, caberá ao ONS calcular diretamente os valores associados aos duodécimos mensais, 
a partir do valor aprovado de RAP constante do Processo nº 48500.000395/2022-50, que contempla o 
reajuste de receitas das transmissoras. 
145. 
O ponto de conexão apontado na base de dados como Jirau 69 kV da Ceron, refere-se ao 
seccionamento da linha de transmissão Abunã – Porto Velho 230 kV, em que está conectada a carga da 
UHE Jirau, de forma que não há TUST-FR para este ponto. 
III.14.5 Representação das centrais de geração que acessam à Rede Básica 
 
146. 
Os critérios para representação da geração estão dispostos no item 7.2 do Submódulo 9.4 
do PRORET. 
147. 
Apenas as centrais de geração que possuem CUST com previsão de início de execução no 
ciclo sob cálculo serão representadas na base de dados do ciclo para o rateio da RAP. Caso alguma usina 
celebre o contrato ou antecipe sua entrada e inicie os pagamentos durante o ciclo sob cálculo, esses 
valores serão considerados como quantias adicionais a serem compensadas na Parcela de Ajuste do ciclo 
seguinte. 
148. 
As centrais de geração com CUST Temporário não são modeladas na base de dados. 
Atualmente as centrais de geração que possuem CUST temporário vigentes são as usinas informadas no 
item III.5. 
149. 
Com base no disposto no parágrafo 55 do Submódulo 9.4 do Proret, a SGT pode adotar 
critérios mais restritivos na modelagem de geradores visando assegurar a arrecadação dos recursos 
suficientes. Contudo, manteve-se apenas a condição do maior MUST contratado em execução no período, 
uma vez que não se verificou risco associado à efetiva entrada dos empreendimentos. 
150. 
Para as centrais de geração cujo CUST contenha escalonamento dos montantes de uso ao 
longo do ciclo tarifário em decorrência da etapa de motorização da usina, adota-se o MUST equivalente, 
para fins de rateio da arrecadação e cálculo das tarifas de carga, definido no item 7.3.1 do Submódulo 9.4 
do Proret. Para o ciclo sob cálculo, não há usinas nessa condição. 
151. 
Em 17 de junho de 2022, foram celebrados os Contratos de Concessão nº 01/2022, nº 
02/2022 e nº 03/2022, entre a ANEEL e as empresas CHESF, ELETRONORTE e FURNAS, respectivamente, 
em regime de exploração como Produção Independente de Energia (PIE) para diversas usinas com acesso 
ao SIN por meio da Rede Básica e do sistema de distribuição, conforme Tabela 13. Apenas as usinas com 
acesso à Rede Básica terão recálculo de TUST nos termos do normativo vigente. 
 
 
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Pág. 37 da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de 07/07/2022. 
 
Tabela 14: Novos Contratos de Concessão de Geração. 
Nº DO CONTRATO  INÍCIO DA 
VIGÊNCIA 
REGIME DE 
EXPLORAÇÃO 
USINAS 
Acesso ao 
SIN 
Contrato 01/2022-
ANEEL - CHESF 
17/06/2022 
PIE 
Boa esperança 
Rede Básica 
Apolônio Sales  
Rede Básica 
Paulo Afonso I  
Rede Básica 
Paulo Afonso II  
Rede Básica 
Paulo Afonso III 
Rede Básica 
Paulo Afonso IV  
Rede Básica 
Luiz Gonzaga (Itaparica)  
Rede Básica 
Xingó  
Rede Básica 
Funil  
Distribuição 
Pedra  
Distribuição 
Sobradinho 
Rede Básica 
Contrato 02/2022-
ANEEL - 
ELETRONORTE 
17/06/2022 
PIE 
Coaracy Nunes  
Distribuição 
Tucuruí  
Rede Básica 
Curuá-Una 
Distribuição 
Contrato 03/2022-
ANEEL - FURNAS 
17/06/2022 
PIE 
Corumbá I 
Rede Básica 
Estreito (Luis Carlos B. de Carvalho) 
Rede Básica 
Funil  
Distribuição 
Furnas 
Rede Básica 
Maribondo 
Rede Básica 
Porto Colônia 
Distribuição 
Itumbiara 
Rede Básica 
Mal. Mascarenhas de Moraes(Peixoto) Rede Básica 
 
152. 
A revogada REN nº 559/201323 já previa o recálculo da TUST quando do estabelecimento 
de novas outorgas, o que foi mantido no item 10 do Submódulo 9.4 do Proret. Além dessa razão, haverá 
outras centrais de geração com recálculo da TUST nos termos estabelecidos no parágrafo 83 do 
Submódulo 9.4 do Proret conforme Tabela 15, onde são mostrados os motivos do recálculo e a eventual 
aplicação da transição disposta no parágrafo 84 do citado submódulo. As usinas sem direito à transição, 
passarão para a regra geral da envoltória tarifária disposta na seção 5 do Submódulo 9.4 do Proret, cujas 
tarifas serão publicadas e controladas por ponto de conexão conforme Anexo I. As usinas com direito à 
transição terão sua TUST publicadas nominalmente no Anexo II, enquanto perdurar esse efeito (2 ciclos). 
Ao término da transição, passam para o regime geral descrito anteriormente. 
Tabela 15. Centrais de Geração com recálculo de TUST. 
Nome completo 
CEG NÚCLEO 
Motivo 
Aplica-se Transição? 
UHE APOLONIO SALES (MOXOTO) 
001510-5 
Nova Outorga 
Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UHE BOA ESPERANCA 
000267-4 
Nova Outorga 
Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UHE CORUMBA I 
000866-4 
Nova Outorga 
Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
 
23 §2º do art.5º e inciso IV do art. 6º da REN nº 559/2013 
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Número: 48581.001849/2022-00
Nº DO CONTRATO  INÍCIO DA
VIGÊNCIA  REGIME DE
EXPLORAÇÃO  USINAS  Acesso ao
SIN
Contrato 01/2022-
ANEEL - CHESF  17/06/2022  PIE  Boa esperança  Rede Básica
      Apolônio Sales  Rede Básica
      Paulo Afonso I  Rede Básica
      Paulo Afonso II  Rede Básica
      Paulo Afonso III  Rede Básica
      Paulo Afonso IV  Rede Básica
      Luiz Gonzaga (Itaparica)  Rede Básica
      Xingó  Rede Básica
      Funil  Distribuição
      Pedra  Distribuição
      Sobradinho  Rede Básica
Contrato 02/2022-
ANEEL -
ELETRONORTE  17/06/2022  PIE  Coaracy Nunes  Distribuição
      Tucuruí  Rede Básica
      Curuá-Una  Distribuição
Contrato 03/2022-
ANEEL - FURNAS  17/06/2022  PIE  Corumbá I  Rede Básica
      Estreito (Luis Carlos B. de Carvalho)  Rede Básica
      Funil  Distribuição
      Furnas  Rede Básica
      Maribondo  Rede Básica
      Porto Colônia  Distribuição
      Itumbiara  Rede Básica
      Mal. Mascarenhas de Moraes(Peixoto)  Rede Básica
INÍCIO DA
VIGÊNCIA
REGIME DE
EXPLORAÇÃO
Acesso ao
SIN
  Nome completo      CEG NÚCLEO      Motivo      Aplica-se Transição?  
UHE APOLONIO SALES (MOXOTO)      001510-5      Nova Outorga      Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UHE BOA ESPERANCA      000267-4      Nova Outorga      Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UHE CORUMBA I      000866-4      Nova Outorga      Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
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Pág. 38 da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de 07/07/2022. 
 
Nome completo 
CEG NÚCLEO 
Motivo 
Aplica-se Transição? 
UHE ESTREITO(L.C.BARRETO) 
000917-2 
Nova Outorga 
Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UHE FURNAS 
001007-3 
Nova Outorga 
Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UHE ITAPARICA (SL GONZAGA) 
001174-6 
Nova Outorga 
Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UHE MARIMBONDO 
001417-6 
Nova Outorga 
Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UHE MASCARENHAS DE MORAES (PEIX. 
002038-9 
Nova Outorga 
Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UHE PAULO AFONSO I 
002012-5 
Nova Outorga 
Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UHE PAULO AFONSO II 
027048-2 
Nova Outorga 
Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UHE PAULO AFONSO III 
027049-0 
Nova Outorga 
Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UHE PAULO AFONSO IV 
027050-4 
Nova Outorga 
Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UHE XINGO 
027053-9 
Nova Outorga 
Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL CAMPO DOS VENTOS II 
030500-6 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UTE MARANHAO IV 
030202-3 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UTE PERNAMBUCO III 
030120-5 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UTE PORTO PECEM II 
030098-5 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UHE JIRAU 
029736-4 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL ALVORADA 
030320-8 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL BELA VISTA (AREIA BRANCA) 
030340-2 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL BURITI 
030279-1 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL CAJUCOCO 
030294-5 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL CANDIBA 
030316-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL CERRO CHATO I 
030348-8 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL CERRO CHATO II 
030349-6 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL CERRO CHATO III 
030350-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL COLONIA 
030295-3 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL COQUEIROS 
030282-1 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL EURUS VI 
030351-8 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL FAISA I 
030352-6 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL FAISA II 
030331-3 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL FAISA III 
030332-1 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL FAISA IV 
030329-1 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL FAISA V 
030309-7 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL GUANAMBI 
030328-3 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL GUIRAPA 
030342-9 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL ICARAI I 
030372-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL ICARAI II 
030356-9 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL IGAPORA 
030321-6 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL ILHEUS 
030315-1 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL LICINIO DE ALMEIDA 
030317-8 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL MACAUBAS 
030283-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL MAR E TERRA 
030389-5 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL MIASSABA III 
030339-9 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL MORRO DOS VENTOS I 
030301-1 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL MORRO DOS VENTOS III 
030310-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL MORRO DOS VENTOS IV 
030311-9 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL MORRO DOS VENTOS IX 
030302-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL MORRO DOS VENTOS VI 
030300-3 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL N.S.DA CONCEICAO 
030318-6 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL NOVO HORIZONTE 
030305-4 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL OSORIO 2 (V.LITORAL) 
030286-4 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL PAJEU DO VENTO 
030319-4 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL PINDAI 
030324-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
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Número: 48581.001849/2022-00
  Nome completo      CEG NÚCLEO      Motivo      Aplica-se Transição?  
UHE ESTREITO(L.C.BARRETO)      000917-2      Nova Outorga      Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UHE FURNAS      001007-3      Nova Outorga      Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UHE ITAPARICA (SL GONZAGA)      001174-6      Nova Outorga      Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UHE MARIMBONDO      001417-6      Nova Outorga      Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UHE MASCARENHAS DE MORAES (PEIX.      002038-9      Nova Outorga      Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UHE PAULO AFONSO I      002012-5      Nova Outorga      Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UHE PAULO AFONSO II      027048-2      Nova Outorga      Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UHE PAULO AFONSO III      027049-0      Nova Outorga      Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UHE PAULO AFONSO IV      027050-4      Nova Outorga      Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UHE XINGO      027053-9      Nova Outorga      Não, conforme (ii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL CAMPO DOS VENTOS II      030500-6      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UTE MARANHAO IV      030202-3      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UTE PERNAMBUCO III      030120-5      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UTE PORTO PECEM II      030098-5      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UHE JIRAU      029736-4      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL ALVORADA      030320-8      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL BELA VISTA (AREIA BRANCA)      030340-2      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL BURITI      030279-1      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL CAJUCOCO      030294-5      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL CANDIBA      030316-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL CERRO CHATO I      030348-8      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL CERRO CHATO II      030349-6      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL CERRO CHATO III      030350-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL COLONIA      030295-3      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL COQUEIROS      030282-1      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL EURUS VI      030351-8      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL FAISA I      030352-6      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL FAISA II      030331-3      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL FAISA III      030332-1      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL FAISA IV      030329-1      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL FAISA V      030309-7      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL GUANAMBI      030328-3      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL GUIRAPA      030342-9      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL ICARAI I      030372-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL ICARAI II      030356-9      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL IGAPORA      030321-6      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL ILHEUS      030315-1      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL LICINIO DE ALMEIDA      030317-8      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL MACAUBAS      030283-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL MAR E TERRA      030389-5      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL MIASSABA III      030339-9      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL MORRO DOS VENTOS I      030301-1      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL MORRO DOS VENTOS III      030310-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL MORRO DOS VENTOS IV      030311-9      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL MORRO DOS VENTOS IX      030302-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL MORRO DOS VENTOS VI      030300-3      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL N.S.DA CONCEICAO      030318-6      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL NOVO HORIZONTE      030305-4      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL OSORIO 2 (V.LITORAL)      030286-4      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL PAJEU DO VENTO      030319-4      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL PINDAI      030324-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
Documento assinado digitalmente.
Documento assinado digitalmente.
Consulte a autenticidade deste documento em http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx, informando o código de verificação 8FC729760069F4DF

Pág. 39 da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de 07/07/2022. 
 
Nome completo 
CEG NÚCLEO 
Motivo 
Aplica-se Transição? 
EOL PLANALTINA 
030322-4 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL PORTO SEGURO 
030323-2 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL REI DOS VENTOS 1 
030416-6 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL REI DOS VENTOS 3 
030417-4 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL RIO VERDE 
030341-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL SANGRADOURO 2(V.LAGOA) 
030381-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL SANGRADOURO 3(V.LAGOA) 
030330-5 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL SANTA CLARA I 
030292-9 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL SANTA CLARA II 
030308-9 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL SANTA CLARA III 
030293-7 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL SANTA CLARA IV 
030307-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL SANTA CLARA V 
030378-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL SANTA CLARA VI 
030304-6 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL SEABRA 
030306-2 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL SERRA DO SALTO 
030314-3 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL TAIBA AGUIA 
028857-8 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL TAIBA ANDORINHA 
030373-9 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL EURUS I 
030503-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL EURUS II 
030499-9 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL EURUS III 
030504-9 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL CRISTAL 
030727-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL PRIMAVERA 
030726-2 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL SAO JUDAS 
030725-4 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL RENASCENCA V 
030497-2 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL DA PRATA 
030490-5 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL DOS ARACAS 
030495-6 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL SERAIMA 
030546-4 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL TANQUE 
030544-8 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL VENTOS DO NORDESTE 
030476-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL ASA BRANCA II 
030547-2 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL ASA BRANCA III 
030548-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL ASA BRANCA IV 
030498-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL ASA BRANCA VI 
030520-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL ASA BRANCA VIII 
030508-1 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL PEDRA BRANCA 
030443-3 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL SAO PEDRO DO LAGO 
030456-5 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL SETE GAMELEIRAS 
030455-7 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL COSTA BRANCA 
030672-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL ATLANTICA I 
030457-3 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL ATLANTICA II 
030462-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL ATLANTICA IV 
030461-1 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL ATLANTICA V 
030480-8 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL DREEN BOA VISTA 
030512-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL DREEN OLHO DAGUA 
030549-9 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL OSORIO 3 (V.LITORAL) 
030449-2 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL CAETITE 2 
030437-9 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL CAETITE 3 
030448-4 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL JUREMAS 
030660-6 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL MACACOS 
030661-4 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL V.MORRO DO CHAPEU 
030582-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL PONTAL 2B 
030460-3 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
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Número: 48581.001849/2022-00
  Nome completo      CEG NÚCLEO      Motivo      Aplica-se Transição?  
EOL PLANALTINA      030322-4      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL PORTO SEGURO      030323-2      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL REI DOS VENTOS 1      030416-6      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL REI DOS VENTOS 3      030417-4      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL RIO VERDE      030341-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL SANGRADOURO 2(V.LAGOA)      030381-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL SANGRADOURO 3(V.LAGOA)      030330-5      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL SANTA CLARA I      030292-9      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL SANTA CLARA II      030308-9      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL SANTA CLARA III      030293-7      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL SANTA CLARA IV      030307-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL SANTA CLARA V      030378-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL SANTA CLARA VI      030304-6      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL SEABRA      030306-2      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL SERRA DO SALTO      030314-3      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL TAIBA AGUIA      028857-8      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL TAIBA ANDORINHA      030373-9      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL EURUS I      030503-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL EURUS II      030499-9      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL EURUS III      030504-9      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL CRISTAL      030727-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL PRIMAVERA      030726-2      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL SAO JUDAS      030725-4      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL RENASCENCA V      030497-2      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL DA PRATA      030490-5      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL DOS ARACAS      030495-6      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL SERAIMA      030546-4      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL TANQUE      030544-8      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL VENTOS DO NORDESTE      030476-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL ASA BRANCA II      030547-2      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL ASA BRANCA III      030548-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL ASA BRANCA IV      030498-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL ASA BRANCA VI      030520-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL ASA BRANCA VIII      030508-1      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL PEDRA BRANCA      030443-3      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL SAO PEDRO DO LAGO      030456-5      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL SETE GAMELEIRAS      030455-7      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL COSTA BRANCA      030672-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL ATLANTICA I      030457-3      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL ATLANTICA II      030462-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL ATLANTICA IV      030461-1      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL ATLANTICA V      030480-8      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL DREEN BOA VISTA      030512-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL DREEN OLHO DAGUA      030549-9      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL OSORIO 3 (V.LITORAL)      030449-2      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL CAETITE 2      030437-9      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL CAETITE 3      030448-4      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL JUREMAS      030660-6      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL MACACOS      030661-4      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL V.MORRO DO CHAPEU      030582-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL PONTAL 2B      030460-3      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
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Pág. 40 da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de 07/07/2022. 
 
Nome completo 
CEG NÚCLEO 
Motivo 
Aplica-se Transição? 
EOL V.DO PARAZINHO 
030596-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL PEDRA PRETA 
030671-1 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL RENASCENCA I 
030515-4 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL RENASCENCA II 
030516-2 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL RENASCENCA III 
030527-8 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL RENASCENCA IV 
030551-0 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL V.DE SAO MIGUEL 
030514-6 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL VENTO FORMOSO 
030595-2 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL V.DE TIANGUA 
030585-5 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
EOL V.DE TIANGUA NORTE 
030584-7 
Fim de validade da TUST 
Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4 
UHE ITUMBIARA 
001194-0 
Nova Outorga 
Sim, primeiro ciclo de transição 
UHE SOBRADINHO 
002755-3 
Nova Outorga 
Sim, primeiro ciclo de transição 
UHE TUCURUI 
002889-4 
Nova Outorga 
Sim, primeiro ciclo de transição 
UTE PIRATININGA - RB 
002082-6 
Outorga vencida 
Sim, primeiro ciclo de transição 
UFV ALTITUDE 15 
046539-9 
Aumento de MUST > 10% 
Sim, primeiro ciclo de transição 
UFV RIACHO DA SERRA 7 
046584-4 
Aumento de MUST > 10% 
Sim, primeiro ciclo de transição 
 
153. 
As centrais de geração que estão passando pelo segundo ciclo de transição em 2022-2023, 
estão listadas na Tabela 16. Essas usinas tiveram recálculo no ciclo anterior quando vigorava a REN nº 
559/2013, ou seja, estão sujeitas à regra da TUST estabilizada. Como a versão 6.0 do Nodal está adaptada 
para o novo regulamento (Submódulo 9.4), cujas transições se dão para a nova métrica da envoltória e 
não da TUST estabilizada, não é possível realizar o cálculo da transição diretamente por meio do 
programa. Desse modo, o cálculo foi realizado por meio da Planilha Auxiliar de Cálculo da TUST do ciclo 
2022-2023 (aba TUSTg), cuja memória está anexa a esta Nota Técnica, e inserido no arquivo de usinas 
estabilizadas (TUA) para cálculo da atualização pelo IAT no Nodal.  
Tabela 16. Centrais de Geração com 2º ciclo de transição 
Central Geradora 
CEG 
NÚCLEO 
UHE SANTO ANTONIO(AMP) 
029707-0 
EOL TERRA SANTA I 
032495-7 
EOL CASA NOVA A 
037209-9 
EOL VENTOS DE SANTA ESPERANCA 16 
034508-3 
EOL VENTOS DE SANTA ESPERANCA 21 
034511-3 
EOL VENTOS DE SANTA ESPERANCA 22 
034512-1 
EOL VENTOS DE SANTA ESPERANCA 26 
034514-8 
EOL SERRA DO MATO I 
032375-6 
EOL SERRA DO MATO II 
032376-4 
EOL SERRA DO MATO III 
032377-2 
EOL SERRA DO MATO IV 
032378-0 
EOL SERRA DO MATO V 
032453-1 
EOL SERRA DO MATO VI 
032379-9 
UFV SOL DO SERTAO XIV 
032065-0 
UFV SOL DO SERTAO XXXV 
032049-8 
UFV SOL DO SERTAO XXXVI 
032067-6 
EOL VILA ESPIRITO SANTO IV 
040597-3 
EOL POTIGUAR B32 
040601-5 
EOL POTIGUAR B33 
040602-3 
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Documento assinado digitalmente.
Número: 48581.001849/2022-00
  Nome completo      CEG NÚCLEO      Motivo      Aplica-se Transição?  
EOL V.DO PARAZINHO      030596-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL PEDRA PRETA      030671-1      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL RENASCENCA I      030515-4      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL RENASCENCA II      030516-2      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL RENASCENCA III      030527-8      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL RENASCENCA IV      030551-0      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL V.DE SAO MIGUEL      030514-6      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL VENTO FORMOSO      030595-2      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL V.DE TIANGUA      030585-5      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
EOL V.DE TIANGUA NORTE      030584-7      Fim de validade da TUST      Não, conforme (iii) do parágrafo 84 do Sub. 9.4    
UHE ITUMBIARA      001194-0      Nova Outorga      Sim, primeiro ciclo de transição    
UHE SOBRADINHO      002755-3      Nova Outorga      Sim, primeiro ciclo de transição    
UHE TUCURUI      002889-4      Nova Outorga      Sim, primeiro ciclo de transição    
UTE PIRATININGA - RB      002082-6      Outorga vencida      Sim, primeiro ciclo de transição    
UFV ALTITUDE 15      046539-9      Aumento de MUST > 10%      Sim, primeiro ciclo de transição    
UFV RIACHO DA SERRA 7      046584-4      Aumento de MUST > 10%      Sim, primeiro ciclo de transição    
Central Geradora        CEG  
        NÚCLEO  
  UHE SANTO ANTONIO(AMP)      029707-0  
  EOL TERRA SANTA I      032495-7  
  EOL CASA NOVA A      037209-9  
  EOL VENTOS DE SANTA ESPERANCA 16      034508-3  
  EOL VENTOS DE SANTA ESPERANCA 21      034511-3  
  EOL VENTOS DE SANTA ESPERANCA 22      034512-1  
  EOL VENTOS DE SANTA ESPERANCA 26      034514-8  
  EOL SERRA DO MATO I      032375-6  
  EOL SERRA DO MATO II      032376-4  
  EOL SERRA DO MATO III      032377-2  
  EOL SERRA DO MATO IV      032378-0  
  EOL SERRA DO MATO V      032453-1  
  EOL SERRA DO MATO VI      032379-9  
  UFV SOL DO SERTAO XIV      032065-0  
  UFV SOL DO SERTAO XXXV      032049-8  
  UFV SOL DO SERTAO XXXVI      032067-6  
  EOL VILA ESPIRITO SANTO IV      040597-3  
  EOL POTIGUAR B32      040601-5  
  EOL POTIGUAR B33      040602-3  
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154. 
As centrais de geração, com remuneração integralmente oriunda de cotas de garantia física 
destinadas ao atendimento do Ambiente de Contratação Regulada – ACR, terão suas TUST obtidas para 
cada ciclo tarifário mediante cálculo anual, desconsiderando os mecanismos de controle tarifário, 
conforme disposto no parágrafo 35 do Submódulo 9.4 do Proret. As centrais de geração compreendidas 
nesta condição estão listadas na Tabela abaixo: 
Tabela 17. Centrais de geração com remuneração integral no regime de cotas de garantia física 
destinadas ao ACR. 
Nome completo 
CEG 
NÚCLEO 
UHE TRES IRMAOS 
002873-8 
UHE HENRY BORDEN - RB 
001084-7 
UHE ITAIPU 
001161-4 
UHE PASSO REAL 
002003-6 
UTN ANGRA I 
000100-7 
UTN ANGRA II 
000101-5 
 
155. 
As centrais de geração que se sagraram vencedoras de leilões de energia nova com TUSDg 
estabelecidas e optaram posteriormente por acessar à Rede Básica deverão manter os valores de tarifas 
estabelecidos por 10 ciclos tarifários, observando sua aplicação como TUST, conforme disposto no 
parágrafo 82 do Submódulo 9.4 do Proret. Ao término desse período passam para o regime geral da 
envoltória tarifária. 
Tabela 18. Centrais de geração com TUSDg estabelecidas em leilões de energia nova e que migraram 
para a Rede Básica. 
Nome completo 
CEG NÚCLEO 
Fim de validade 
da Tarifa 
PCH BANDEIRANTE - RB 
032163-0 
jun/29 
PCH AREADO - RB 
033893-1 
jun/29 
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 23 
040625-2 
jun/33 
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 05 
032644-5 
jun/33 
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 06 
033523-1 
jun/33 
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 13 
033532-0 
jun/33 
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 14 
033533-9 
jun/33 
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 20 
037102-5 
jun/33 
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 21 
037103-3 
jun/33 
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 22 
037104-1 
jun/33 
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 01 
038310-4 
jun/33 
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 09 
038318-0 
jun/33 
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 10 
038319-8 
jun/33 
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 11 
038320-1 
jun/33 
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 12 
038321-0 
jun/33 
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 13 
038322-8 
jun/33 
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Número: 48581.001849/2022-00
Nome completo    CEG  
    NÚCLEO  
UHE TRES IRMAOS  002873-8    
UHE HENRY BORDEN - RB  001084-7    
UHE ITAIPU  001161-4    
UHE PASSO REAL  002003-6    
UTN ANGRA I  000100-7    
UTN ANGRA II  000101-5    
Nome completo  CEG NÚCLEO    Fim de validade  
      da Tarifa  
PCH BANDEIRANTE - RB  032163-0  jun/29    
PCH AREADO - RB  033893-1  jun/29    
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 23  040625-2  jun/33    
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 05  032644-5  jun/33    
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 06  033523-1  jun/33    
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 13  033532-0  jun/33    
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 14  033533-9  jun/33    
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 20  037102-5  jun/33    
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 21  037103-3  jun/33    
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 22  037104-1  jun/33    
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 01  038310-4  jun/33    
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 09  038318-0  jun/33    
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 10  038319-8  jun/33    
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 11  038320-1  jun/33    
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 12  038321-0  jun/33    
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 13  038322-8  jun/33    
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Nome completo 
CEG NÚCLEO 
Fim de validade 
da Tarifa 
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 14 
038323-6 
jun/33 
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 15   
032642-9 
jun/33 
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 16   
033547-9 
jun/33 
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 17   
033548-7 
jun/33 
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 18   
033549-5 
jun/33 
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 19   
037101-7 
jun/33 
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 1      
032593-7 
jun/33 
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 2      
033681-5 
jun/33 
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 3      
034937-2 
jun/33 
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 4      
033690-4 
jun/33 
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 5      
033691-2 
jun/33 
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 12     
045010-3 
jun/33 
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 13     
045011-1 
jun/33 
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 14     
045012-0 
jun/33 
 
III.15 Cálculo da TUST 
 
156. 
Foi utilizada a versão 6.0 do Programa Nodal de forma a permitir o cálculo da TUST 
conforme o Submódulo 9.4 do Proret. Maiores detalhamentos sobre sua utilização podem ser 
encontrados no Manual do Programa Nodal. Essa versão também agregou maior capacidade de variáveis 
computacionais admitidas. 
157. 
Para o cálculo da TUST, deve-se utilizar o modelo “π” do Programa Nodal e os arquivos da 
Base de Dados para cálculo das tarifas. Após acessar o modelo “π”, carrega-se o arquivo de extensão .DC. 
Em seguida, preenche-se os dados a seguir descritos: 
Tabela 19. Dados para cálculo da TUST-RB 
Entrada de Dados do Programa 
Nodal 
Ciclo 2022-2023 
Referência 
RAP-RB (R$X1000) 
34.878.790,43  
§23 do Sub. 9.4 do Proret 
ONS - orçamento (R$X1000) 
803.440,41 
§23 do Sub. 9.4 do Proret 
IGP-M acumulado (%) 
10,723% 
Sub. 7.4 do Proret 
Piso G 
50,00% 
§22 do Sub. 9.4 do Proret 
Piso C 
50,00% 
§22 do Sub. 9.4 do Proret 
PTc 
80,00% 
§32 do Sub. 9.4 do Proret 
Risco 
5,00% 
§32 do Sub. 9.4 do Proret 
IAT 
11,59% 
§33 do Sub. 9.4 do Proret 
PDr 
100,00% 
§31 do Sub. 9.4 do Proret 
Rampa mínima Geração e Consumo 
0,00% 
§28 do Sub. 9.4 do Proret 
Rampa máxima Geração e Consumo 
100,00% 
§28 do Sub. 9.4 do Proret 
 
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Nome completo  CEG NÚCLEO    Fim de validade  
      da Tarifa  
EOL VENTOS DE SANTA MARTINA 14  038323-6  jun/33    
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 15  032642-9  jun/33    
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 16  033547-9  jun/33    
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 17  033548-7  jun/33    
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 18  033549-5  jun/33    
EOL VENTOS DE SAO JANUARIO 19  037101-7  jun/33    
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 1  032593-7  jun/33    
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 2  033681-5  jun/33    
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 3  034937-2  jun/33    
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 4  033690-4  jun/33    
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 5  033691-2  jun/33    
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 12  045010-3  jun/33    
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 13  045011-1  jun/33    
EOL VENTOS DE SANTA LEIA 14  045012-0  jun/33    
  Entrada de Dados do Programa    Ciclo 2022-2023      Referência    
  Nodal              
  RAP-RB (R$X1000)      34.878.790,43      §23 do Sub. 9.4 do Proret  
  ONS - orçamento (R$X1000)      803.440,41      §23 do Sub. 9.4 do Proret  
  IGP-M acumulado (%)      10,723%      Sub. 7.4 do Proret  
  Piso G      50,00%      §22 do Sub. 9.4 do Proret  
  Piso C      50,00%      §22 do Sub. 9.4 do Proret  
  PTc      80,00%      §32 do Sub. 9.4 do Proret  
  Risco      5,00%      §32 do Sub. 9.4 do Proret  
  IAT      11,59%      §33 do Sub. 9.4 do Proret  
  PDr      100,00%      §31 do Sub. 9.4 do Proret  
  Rampa mínima Geração e Consumo      0,00%      §28 do Sub. 9.4 do Proret  
  Rampa máxima Geração e Consumo      100,00%      §28 do Sub. 9.4 do Proret  
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158. 
Cumpre apresentar os novos relatórios do Programa Nodal, que mostram os resultados do 
cálculo. Os relatórios nodais de cunho geral são NDR, NDN e NOS. O primeiro resulta da aplicação do 
cenário regional (balanço carga-geração por submercado), considerando o limite mínimo de zero para as 
tarifas. O segundo advém da aplicação do cenário nacional (balanço carga-geração do SIN), também 
considerando o limite mínimo de zero para as tarifas. E o terceiro decorre da combinação dos dois 
cenários, considerando o limite mínimo de 50% da Tarifa Equivalente Uniforme (TEU) de cada segmento. 
No caso do ciclo sob cálculo, a regra estabelecida pelo Submódulo 9.4 do Proret determina apenas a 
adoção do despacho regional (PDr=100%), de modo que o resultado do despacho nacional (NDN) está 
sendo desprezado da conta. Todavia, servirá de base para simulações dos usuários no âmbito da Consulta 
Pública nº 39/2021 conforme solicitado pelos agentes, o qual prevê a possível conjunção de cenários. 
159. 
Ademais, deve-se destacar que a alteração promovida pela versão 2.0 do Submódulo 7.4 
do Proret relacionado à TUSDg, de considerar o limitador tarifário internalizado no cálculo Nodal, os 
repasses de encargos de TUSDg-T e TUSDg-ONS, emitidos no relatório An4, serão reduzidos em relação 
ao cálculo do ciclo anterior. Outro ponto de mudança, é em relação ao cálculo da componente TUSDg-
ONS, a partir dessa versão 6.0, para as usinas que não terão o recálculo da tarifa de referência será 
considerada a tarifa atualizada constante no arquivo .TDA.  
160. 
Os principais relatórios de geração são: An1, An2, TUP, NBC, TUH e EUH. Os An1 e An2 são 
os anexos a serem considerados na publicação, em que o An1 mostra as TUST-RB controladas por ponto 
de conexão e o An2 as TUST-RB estabilizadas ou em transição das centrais oriundas de normas anteriores. 
No ciclo seguinte, o An1 deve ser renomeado como TCG (Tarifa Controlada de Geração), para que a 
métrica da envoltória identifique as tarifas controladas do ciclo anterior. O NBC mostra o resultado da 
aplicação da envoltória tarifária, considerando os limites aplicados. Nesse primeiro ciclo, não haverá 
incidência dos limites superior e inferior, uma vez que a partida resulta da igualdade entre a Tarifa da 
Barra e a Controlada (TB=TC). O TUP (Tarifas de Usinas para o Próximo ciclo) é o relatório das usinas com 
TUST estabilizadas a serem utilizadas no próximo ciclo para fins de atualização monetária pelo IAT, o qual 
deverá ser renomeado para a extensão TUA (Tarifas de Usinas do ciclo Anterior). O relatório de extensão 
TUH (Tarifa de Usinas Homologadas) apresenta os valores das tarifas a serem aplicadas a cada central de 
geração modelada no ciclo tarifário, considerando sua classificação regulatória. E o EUH mostra o 
resultado dos encargos previstos para cada central, bem como os respectivos repasses para a carga, com 
objetivo de fechamento da arrecadação. 
161. 
Os principais relatórios para a carga são: An3, An4 e NTC. O An3 mostra as TUST-RB e TUST-
FR aplicáveis em cada ponto de conexão. O An4 apresenta o resultado por distribuidora referente aos 
encargos oriundos da TUSDg-T e TUSDg-ONS. E o NTC o resultado por distribuidora ou permissionária. 
162. 
Cumpre destacar que podem existir eventuais divergências na terceira casa decimal entre 
o resultado do Nodal e as verificações realizadas na Planilha Auxiliar de Cálculo da TUST, em função de 
diferenças de arredondamento entre o Excel e o Nodal, embora prevaleça o resultado do Nodal para fins 
de publicação das TUST, uma vez que é a ferramenta oficial de rateio da RAP. 
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
163. 
A presente instrução processual e cálculo fundamenta-se em: 
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Número: 48581.001849/2022-00

Pág. 44 da Nota Técnica nº 104/2022 – SGT/ANEEL, de 07/07/2022. 
 
• Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
• Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; 
• Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
• Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998; 
• Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998; 
• Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013; 
• Portaria MME nº 120, de 20 de abril de 2016; 
• Resolução ANEEL n° 281, de 1° de outubro de 1999; 
• Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004; 
• Resolução Normativa nº 442, de 26 de julho de 2011; 
• Resolução Normativa nº 666, de 23 de junho de 2015; 
• Resolução Normativa nº 762, de 21 de fevereiro de 2017, revogada pela nº 918, de 23 
de fevereiro de 2021; e 
• Resolução Normativa nº 1.024, de 28 de junho de 2022, que aprova os Submódulos 7.4, 
9.4 e 10.5 do PRORET. 
 
V - DA CONCLUSÃO 
 
164. 
Diante do exposto nesta Nota Técnica, concluímos: 
a) 
Por propor as TUST-RB do segmento geração por ponto de conexão, conforme 
Anexo I, em atendimento à aplicação da metodologia da envoltória tarifária 
definida no item 5 do Submódulo 9.4 do Proret; 
b) 
Por propor as TUST-RB das centrais de geração com estabelecimentos nominais, 
conforme Anexo II, em atendimento ao parágrafo 35 e ao item 10 do Submódulo 
9.4 do Proret; 
c) 
Por propor as TUST-RB e TUST-FR do segmento consumo por ponto de conexão, 
conforme Anexo III; 
d) 
Por propor as TUST-RB dos consumidores GV do Brasil, Rima Industrial e Alcoa 
Alumínio em carácter excepcional, conforme Anexo III-A;  
e) 
Por propor os encargos devidos pelas distribuidoras às transmissoras em função do 
Submódulo 7.4 do Proret, conforme Anexo IV; 
f) 
Por propor o valor da TUSTIMP/EXP importação/exportação e da Tarifa de Uso das 
Interligações Internacionais – TUII, conforme especificado nos Anexos V e V-A; 
g) 
Por propor o valor da TUSTTEMP para contratação em caráter temporário, conforme 
especificado no Anexo VI; 
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h) 
Por apresentar a análise de contribuições recebidas no âmbito da Tomada de 
Subsídios nº 07/2022, conforme Anexo VII; 
i) 
Por indeferir os pleitos da Elera Renováveis e da Energia Sustentável do Brasil 
(ESBR), referente à desconsideração do componente financeiro oriundo da Portaria 
MME nº 120/2016 no cálculo das TUST-RB; 
j) 
Por deferir o pleito da CPFL Renováveis de regularização das TUST relativas ao 
Complexo eólico denominado EOL Campo dos Ventos II, nos termos da Resolução 
Homologatória nº 1.031/2010, cujo resultado está apresentado no Anexo VIII; 
k) 
Por propor os valores dos passivos financeiros a serem compensados pelo ONS nas 
Apurações Mensais de Serviços e Encargos do Sistema de Transmissão (AMSE), 
conforme Anexo VIII; 
l) 
Por propor a Tarifa de Transporte de Itaipu, devida pelas distribuidoras que 
possuem cota-parte da sua energia, relativa às DIT de uso exclusivo (instalações 
dedicadas àquela central geradora e não integrantes da Rede Básica) no valor 
mensal de 11.738,71 R$/MW (Onze mil, setecentos e trinta e oito reais e setenta e 
um centavos por megawatt); e 
m) 
Por aprovar a base de dados de cálculo da TUST para o ciclo tarifário 2022-2023, 
conforme especificado nesta Nota Técnica. 
 
VI - DA RECOMENDAÇÃO 
 
165. 
Recomenda-se a publicação de Resolução Homologatória estabelecendo as tarifas e 
encargos de transmissão de energia elétrica conforme Anexos I, II, III, III-A, IV, V, V-A, VI e VIII desta Nota 
Técnica, e a Tarifa de Transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
DENIS PEREZ JANNUZZI 
Especialista em Regulação 
(Assinado digitalmente) 
EDUARDO SERRATO 
Especialista em Regulação 
 
De acordo: 
 
(Assinado digitalmente) 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária 
Documento assinado digitalmente por Davi Antunes Lima, Superintendente de Gestão Tarifária, em 08/07/2022 às 11:52; Denis Perez Jannuzzi, Coordenador(a) Das
Atividades de Gestão da Geração e Transmissão, em 08/07/2022 às 11:51; Eduardo Serrato Mendonca Ribeiro, Assessor (a), em 08/07/2022 às 11:47
Número: 48581.001849/2022-00