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

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

3 de 21 
 
instalações de transmissão sob responsabilidade de concessionárias de transmissão de 
energia elétrica, (ii) da TUST, (iii) da Tarifa de Transporte de Itaipu, (iv) da TUSTIMP/EXP 
importação/exportação, (v) das Tarifas de Uso das Interligações Internacionais (TUII), 
(vi) da TUSTTEMP para contratação em caráter temporário, (vii) dos encargos anuais de 
uso do sistema de transmissão que deverão ser mensalmente aplicados às distribuidoras 
que possuam em sua área de concessão centrais geradoras conectadas em nível de 
tensão de 138 e 88 kV e (viii) da base de dados de cálculo da TUST, todos para o período 
de 1º de julho de 2022 a 30 de junho de 2023. 
II.1 Estabelecimento da RAP 
II.1.1 Regra geral 
9. 
A RAP destinada às transmissoras devido à prestação de serviço público 
de transmissão de energia elétrica é reajustada anualmente a partir da soma das 
parcelas de receita, referentes às instalações de transmissão em operação comercial no 
ciclo anterior, atualizadas pelo Índice de Variação da Inflação (IVI)i-16. 
10. 
Os contratos de concessão de transmissão definem o índice a ser utilizado 
no reajuste. Alguns contratos adotam o Índice Geral de Preços de Mercado (IGP-M), da 
Fundação Getúlio Vargas (FGV), outros o Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), 
calculado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). 
11. 
Os valores do IVI para o Ciclo 2022-2023 para os contratos reajustados 
pelo IGP-M e IPCA são respectivamente 1,107233872227246 e 1,11731212845584. 
12. 
Além da atualização das receitas, no reajuste da RAP são refletidos, entre 
outros, os resultados (i) das revisões periódicas de receita das transmissoras, aprovadas 
pela ANEEL; (ii) das novas parcelas de RAP estabelecidas para os reforços autorizados 
sem estabelecimento prévio de receita; (iii) das reduções em 50% da RAP no décimo 
 
6 O IVIi-1 é o quociente do índice indicado no Contrato de Concessão, do mês de maio do período i-1, pelo 
índice do mês de maio do período i-2.

4 de 21 
 
sexto ano, previstas em alguns contratos de concessão; e (iii) de outras decisões 
publicadas pela ANEEL ao longo do ciclo 2021/2022. 
II.1.2 Parcelas de ajuste e outros componentes financeiros 
13. 
A arrecadação e as necessidades de receita são variáveis ao longo do ciclo 
tarifário em função, por exemplo, da entrada em operação comercial de novas 
instalações no sistema, com suas respectivas receitas, e da dinâmica de contratação do 
uso da rede pelos usuários. 
14. 
Como as tarifas de transmissão são fixas por um ano, os contratos de 
concessão preveem um mecanismo, a Parcela de Ajuste (PA), para fazer frente ao 
superávit ou déficit de arrecadação que ocorre ao longo do período. A PA é calculada 
anualmente de acordo com os contratos de concessão, ou atos de equiparação, e com 
o que consta no Submódulo 9.3 do Proret. 
15. 
A PA e os componentes financeiros a serem compensados no ciclo 2022- 
2023 são compostos das seguintes parcelas: 
a) PA Apuração: compensa o déficit ou superávit de arrecadação apurado 
pelo ONS no ciclo 2021-2022; 
b) PA Qualidade DIT: corresponde ao valor a ser descontado da receita das 
transmissoras devido a violações dos limites de continuidade dos pontos de conexão 
nas Demais Instalações de Transmissão (DIT), em conformidade com os Procedimentos 
de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (Prodist); 
c) PA Autorizadas sem RAP prévia: compreende os valores retroativos 
referentes aos reforços autorizados sem a definição prévia de receita; 
d) PA Revisão: reflete alterações e ajustes resultantes das revisões 
periódicas de receita ocorridas em ciclos anteriores; 
e) PA Outros Ajustes: consolida diversos ajustes decorrentes, por exemplo, 
da correção de datas de entrada em operação comercial de instalações, de erros 
materiais verificados na definição das RAP de ciclos anteriores, da restituição de

5 de 21 
 
valores relativos a instalações de transmissão que não operaram durante todo ou parte 
do ciclo tarifário anterior, etc. 
f) Financeiro Melhorias: trata as anuidades de melhorias de pequeno porte, 
disposta no Submódulo 9.1 do Proret, e corresponde ao valor para cobertura dos 
investimentos em melhorias de pequeno porte; 
g) ICG/IE: trata de ajustes dos ciclos anteriores e relativos às Instalações de 
Transmissão de Interesse Exclusivo para Conexão Compartilhada (ICG) e das 
Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo para Conexão Individual (IEG). 
16. 
Essas componentes somadas totalizaram -R$ 278.719.616,05 a serem 
ressarcidos às transmissoras ao longo do ciclo 2022-2023, conforme detalhado na 
Tabela 1. 
Tabela 1. Parcelas de Ajuste (PA) e componentes financeiros. 
Tipo 
Rede Básica (R$) 
Rede Básica  
de Fronteira (R$) 
DIT  
Compartilhada 
(R$) 
DIT de Uso  
Exclusivo (R$) 
ICG /IEG 
TOTAL (R$) 
Financeiro 
Melhorias 
195.573.997,93 
0,00 
0,00 
0,00 
  
195.573.997,93 
PA Apuração 
-1.033.349.268,66 
-220.635.148,38 
93.507.497,76 
0,00 
  
-1.160.476.919,28 
PA Instalações 
Autorizadas sem 
RAP prévia 
65.060.590,44 
5.031.966,44 
1.552.055,63 
15.892.980,04 
  
87.537.592,55 
PA Outros 
Ajustes 
114.063.381,93 
-17.733.444,29 
2.534.297,11 -21.140.945,33 5.889.958,27 
83.613.247,69 
PA Qualidade 
DIT 
0,00 
0,00 
0,00 
-8.350.309,61 
  
-8.350.309,61 
PA Revisão 
207.020.732,37 
198.209.096,86 
35.849.152,75 
82.303.792,69 
  
523.382.774,67 
TOTAL 
-451.630.565,99 
-35.127.529,37 133.443.003,25 
68.705.517,79 5.889.958,27 
-278.719.616,05 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária. 
 
II.1.3 Parcela variável 
17. 
A Parcela Variável (PV) é o desconto aplicado na RAP das transmissoras 
por indisponibilidades, restrições operativas ou atrasos na entrada em operação de 
instalações integrantes da Rede Básica7. A redução de receita devido à aplicação da PV, 
no período de junho de 2021 a maio de 2022, totalizou R$ 500.762.679,74 conforme 
 
7 Conforme Módulo 4 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, aprovado pela 
Resolução Normativa ANEEL nº 906, de 8 de dezembro de 2020.
Tipo      Rede Básica (R$)      Rede Básica
de Fronteira (R$)        DIT    DIT de Uso
Exclusivo (R$)      ICG /IEG      TOTAL (R$)    
                    Compartilhada                    
                    (R$)                    
      195.573.997,93      0,00      0,00      0,00            195.573.997,93    
      -1.033.349.268,66      -220.635.148,38      93.507.497,76      0,00              -1.160.476.919,28  
      65.060.590,44      5.031.966,44      1.552.055,63      15.892.980,04            87.537.592,55    
      114.063.381,93      -17.733.444,29      2.534.297,11      -21.140.945,33      5.889.958,27      83.613.247,69    
      0,00      0,00      0,00      -8.350.309,61            -8.350.309,61    
      207.020.732,37      198.209.096,86      35.849.152,75      82.303.792,69              523.382.774,67  
  TOTAL      -451.630.565,99      -35.127.529,37      133.443.003,25      68.705.517,79      5.889.958,27      -278.719.616,05  
Rede Básica
de Fronteira (R$)
DIT de Uso
Exclusivo (R$)

6 de 21 
 
detalhado na Tabela 2. 
Tabela 2. Descontos aplicados nas receitas das transmissoras de junho de 2020 a 
maio de 2021. 
 
Concessionárias 
Parcela variável descontada (R$) 
NÃO LICITADAS 
1.041.864,80 
NÃO LICITADAS PRORROGADAS 
229.042.863,98 
LICITADAS 
266.856.352,24 
INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS 
3.821.598,72 
TOTAL 
500.762.679,74 
Fonte: CARTA CTA-ONS DTA/SA 1106/2022 - SIC nº 48513.016985/2022-00. 
 
II.1.4 Carta CGT Eletrosul 
18. 
Por meio da Carta CE DRP-0050/20228, de 17 de junho de 2022, a CGT 
Eletrosul requisitou: 
a) revisar a lista de módulos disponibilizada por meio do Despacho nº 
1.425/2022, de modo a contemplar os ajustes de receita já processados por 
ocasião da REH nº 2.959/2021 e relacionados com o fim da concessão da 
Conversora de Uruguaiana (PRT MME nº 624/2014); 
 
b) analisar os pleitos constantes na CE DRP-0121/20219, de 25 de 
outubro de 2021, não verificados por ocasião da análise dos recursos do ciclo 
anterior, quais sejam: 
 
(b.1) revisão do cálculo do modelo DEA relativo à LT 138 kV Biguaçu-
Florianópolis C1 e C2, processado no ciclo 2021-2022; e 
(b.2) alteração do titular do Contrato nº 004/2012 para CGT 
Eletrosul. 
 
19. 
Considerados os argumentos apresentados pela CGT Eletrosul, a SGT 
recomendou a republicação da lista de módulos constante no Despacho nº 1.425/2022, 
de modo a contemplar os ajustes de receita já processados por ocasião da REH nº 
2.959/2021 e relacionados com o fim da equiparação da Conversora de Uruguaiana (PRT 
 
8 Sicnet nº 48513.016361/2022-00. 
9 Sicnet nº 48513.029229/2021-00.
  Concessionárias    Parcela variável descontada (R$)  

7 de 21 
 
MME nº 624/2014).  
20. 
Quanto ao pleito relativo à revisão do cálculo de redução da receita de 
O&M da PRT 579/2012 em virtude da transferência LT 138 kV Biguaçu-Florianópolis C1 
e C2, a SGT reconstituiu metade do valor processado no ciclo anterior. 
21. 
Com relação ao pleito de alteração do titular do Contrato nº 004/2012 
para CGT Eletrosul, a SGT informou que, após ouvida a área de concessões, as 
instalações do referido contrato foram alteradas. 
II.1.5 Resultados 
22. 
O resultado global da RAP da Rede Básica para o ciclo 2022-2023 totaliza 
R$              41.926.458.424,44 e representa um aumento de 19,60% em relação ao ciclo 
2021-2022, conforme detalhado na Tabela 3. As principais razões desse aumento são (i) 
o índice de reajuste previsto nos contratos de concessão; (ii) a expansão do sistema de 
transmissão, com entrada em operação de 23 novos contratos, além das melhorias 
autorizadas; e (iii) os efeitos das revisões das receitas das concessionárias licitadas.  
Tabela 3. Resultado global da RAP da Rede Básica (R$). 
Itens 
Ciclo 2021-2022* 
Ciclo 2022-2023 
Efeito % 
Econômico 
29.505.833.499,25 
36.380.448.452,97 
19,60% 
Financeiro 
2.443.310.611,62 
3.680.822.673,34 
3,50% 
Previsão de Obras 
3.117.105.938,00 
1.865.187.298,13 
-3,60% 
Total 
  35.066.250.048,87  
             41.926.458.424,44  
19,60% 
        (*) Ciclo praticado conforme REH nº 2.959/2021. 
 
23. 
As Tabelas 4 a 7 sintetizam os valores da RAP, por tipo de receita, para o 
Ciclo Tarifário 2022-2023, a preços de junho de 2022. 
Tabela 4. RAP da Rede Básica (R$) 
Ref.: Jun-2022 
  
RBSE [1] 
RBNI [2] 
Acesso à RB 
[3] 
RBL [4] 
RMEL [5] 
TOTAL 
Rede Básica 
9.794.570.954,0
9 
1.949.906.879,
81 
8.152.568,64 20.807.113.305,
87 
153.478.765,
87 
32.713.222.474,
28 
RB de 
Fronteira 
1.609.502.203,5
5 
903.370.019,4
1 
0,00 
799.947.451,15 
71.802.165,8
9 
3.384.621.840,0
0
  Itens      Ciclo 2021-2022*      Ciclo 2022-2023  Efeito %  
  Econômico      29.505.833.499,25      36.380.448.452,97  19,60%  
  Financeiro      2.443.310.611,62      3.680.822.673,34  3,50%  
  Previsão de Obras      3.117.105.938,00      1.865.187.298,13  -3,60%  
  Total      35.066.250.048,87      41.926.458.424,44  19,60%  
Ref.: Jun-2022                  
  RBSE [1]  RBNI [2]    Acesso à RB    RBL [4]  RMEL [5]  TOTAL  
        [3]          
  9.794.570.954,0
9  1.949.906.879,
81  8.152.568,64      20.807.113.305,
87  153.478.765,
87  32.713.222.474,  
                28  
  1.609.502.203,5
5  903.370.019,4
1  0,00      799.947.451,15  71.802.165,8
9  3.384.621.840,0  
                0  

8 de 21 
 
TOTAL 
11.404.073.157,
64 
2.853.276.899,
22 
8.152.568,64 21.607.060.757,
02 
225.280.931,
76 
36.097.844.314,
28 
[1] Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que consta no contrato 
de concessão sob esta denominação. [2] Receitas de novas instalações autorizadas. [3] Receitas de conexões à Rede 
Básica. [4] Receitas das instalações licitadas. [5] Receitas das melhorias. 
 
Tabela 5. Receita Anual Permitida das Demais Instalações de Transmissão (R$) 
Ref.: Jun-2022 
  
RPC [1] 
RCDM [2] 
RPEC [3] 
RMEL [4] 
TOTAL 
DIT compartilhada 
519.281.312,10 199.690.624,10 
20.493.551,85 
6.633.127,61 
746.098.615,66 
DIT de uso exclusivo 2.292.707.113,40 399.780.921,34 185.102.122,18 30.235.993,60 2.907.826.150,52 
TOTAL 
2.811.988.425,50 599.471.545,44 205.595.674,03 36.869.121,21 3.653.924.766,18 
[1] Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que consta no contrato 
de concessão sob esta denominação. [2] Receitas de novas instalações autorizadas.[3] Receitas das instalações 
licitadas. [4] Receitas das melhorias. 
 
Tabela 6. RAP das instalações de interesse exclusivo de centrais de geração (R$) 
Ref.: Jun-2022 
RICG [1] 
RICGNI [2] 
RIEG [3] 
TOTAL 
91.928.100,12 
31.069.243,11 
30.633.812,13 
153.631.155,36 
 [1] Receita relativa às ICG licitadas. [2] Receitas de novas ICG autorizadas. [3] Receita relativa às IEG licitadas. 
 
 
Tabela 7. RAP das interligações internacionais (R$) 
Ref.: Jun-2022 
REQ [1] 
REQNI [2] 
RMEL [3] 
TOTAL 
380.950.337,75 
14.763.835,60 
163.582,89 
395.877.756,24 
 [1] Receita relativa às interligações internacionais equiparadas. [2] Receitas de novas instalações de interligações 
internacionais autorizadas. [3] Receitas das melhorias 
 
II.2 TUST 
II.2.1 Regra geral 
24. 
O procedimento de cálculo da TUST segue o estabelecido no Submódulo 
9.4 do Proret, a partir da metodologia Nodal, considerando o cenário regional como caso 
base de fluxo de potência, com as tarifas publicadas por ponto de conexão, para a carga 
e a geração.
TOTAL    11.404.073.157,      2.853.276.899,    8.152.568,64  21.607.060.757,
02      225.280.931,    36.097.844.314,  
    64      22            76    28  
Ref.: Jun-2022                            
  RPC [1]      RCDM [2]      RPEC [3]      RMEL [4]      TOTAL  
  519.281.312,10    199.690.624,10      20.493.551,85      6.633.127,61      746.098.615,66    
  2.292.707.113,40    399.780.921,34      185.102.122,18      30.235.993,60        2.907.826.150,52  
TOTAL  2.811.988.425,50      599.471.545,44      205.595.674,03      36.869.121,21      3.653.924.766,18  
RICG [1]      RICGNI [2]    RIEG [3]  TOTAL  
91.928.100,12    31.069.243,11      30.633.812,13  153.631.155,36  
REQ [1]      REQNI [2]      RMEL [3]    TOTAL  
380.950.337,75    14.763.835,60      163.582,89      395.877.756,24  

9 de 21 
 
25. 
O Submódulo 9.4 do Proret, aprovado recentemente pela REN nº 
1.024/2022, após duas fases de consulta pública, que também tive a oportunidade de 
ser o Relator, determina que todas as TUST estabilizadas para o segmento geração, 
homologadas nos termos das REN nº 267/2007 e 559/2013, devem ser aplicadas até o 
término da estabilização. Assim, essas tarifas foram atualizadas pelo Índice de 
Atualização da Transmissão (IAT), conforme a Tabela 1: 
Tabela 8. Composição do IAT para o ciclo sob cálculo. 
Índices 
Índice acumulado 
Proporção de RAP de Rede 
Básica em operação 
jun/2021 a jun/2022 
2022-2023 
IGP-M 
10,72% 
13,91% 
IPCA 
11,73% 
86,09% 
IAT 
11,59% 
 
26. 
Ao fim do prazo de estabilização, as tarifas das centrais de geração10 
passam a ser controladas por ponto de conexão, mediante envoltória tarifária, 
aplicando-se os procedimentos transitórios. Para o segmento consumo, a TUST deve ser 
definida a cada ciclo tarifário, nos postos tarifários de ponta e fora de ponta, com o 
montante a ser arrecadado rateado de forma proporcional ao total de Montante de Uso 
do Sistema de Transmissão (MUST) contratado em cada horário. 
27. 
Ressalta-se que, para o processo da TUST e TUSTg, apresentado mais 
adiante neste voto, a SGT instaurou, de 9 a 20 de maio 2022, a Tomada de Subsídios nº 
007/2022 para obter subsídios relativos à base de dados preliminar para o cálculo do 
ciclo tarifário 2022-2023. 
II.2.2 Tarifa de Transporte de Itaipu 
28. 
A Tarifa de Transporte de Itaipu foi calculada a partir do Encargo de 
Conexão devido à Furnas e das PAs referentes à previsão da Demanda Anual de potência 
 
10 Exceto as centrais em regime integral de cotas de garantia física.
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%          

10 de 21 
 
do ciclo 2021/2022 e às variações da RAP oriundas de revisão ou outros ajustes, 
conforme detalhado na Tabela 2. A tarifa de R$ 11.738,71/MW deverá ser paga 
diretamente à Furnas pelos contratantes da energia da Itaipu, proporcionalmente às 
suas cotas-parte. 
Tabela 9. Parâmetros de cálculo da Tarifa de Transporte de Itaipu. 
Parâmetros de cálculo 
2021-2022 
2022-2023 
Variação 
Encargo de Conexão (R$) 
1.207.486.153,57 1.477.827.301,21 
22,4% 
PA RAP (R$) 
23.235.409,97 
-12.298.932,19 -152,9% 
PA DEMANDA ANUAL (R$) 
21.228.963,29 
-11.102.410,14 -152,3% 
Encargo a ser arrecadado (R$) 
1.251.950.526,83 1.454.425.958,88 
16,2% 
Demanda anual (MW) 
126.000,00 
123.900,00 
-1,7% 
Tarifa de Transporte Itaipu (R$/MW) 
9.936,12 
11.738,71 
18,1% 
 
II.2.3 Tarifas de Importação/Exportação e de Interligações internacionais 
29. 
A TUSTIMP/EXP e TUII, apresentadas nas Tabelas 10 e 11, atendem à REN nº 
666/2015, que regula a contratação e forma da cobrança do uso do sistema de 
transmissão por esses agentes. A elevação significativa das tarifas decorre do aumento 
do fator “f”, utilizado na conversão das tarifas por demanda (R$/MW) para tarifas por 
consumo (R$/MWh) e calculado pela relação entre a potência instalada e a garantia 
física do parque gerador em operação, em 54%, e da atualização monetária incorrida no 
período (IAT de 11,59%). 
30. 
A SGT explicou que a entrada em operação de usinas de fontes renováveis 
contribuiu para a elevação do fator “f”, pois apresentam elevada potência e baixa 
garantia física, em comparação com o parque gerador brasileiro. 
Tabela 10. Tarifas de Importação/Exportação (TUSTIMP/EXP) 
AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE 
EXPORTAÇÃO 
TUST imp/exp  
2021-2022 
TUST imp/exp  
2022-2023 
Variação 
R$/MWh 
R$/MWh 
% 
INT. CONV.GARABI I(S.ANGELO) 
10,796 
18,491 
71,3% 
INT. CONV.GARABI II(ITA) 
10,796 
18,491 
71,3%
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$/MW)      9.936,12    11.738,71      18,1%  
AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE
EXPORTAÇÃO    TUST imp/exp    TUST imp/exp    Variação    
    2021-2022    2022-2023        
    R$/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%    
AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE
EXPORTAÇÃO

11 de 21 
 
INT. CONV.RIVERA(LIVRAMENTO) 
10,973 
18,313 
66,9% 
INT. CONV.URUGUAIANA 
10,466 
17,844 
70,5% 
INT. CONV.MELO(PRES. MÉDICI) 
11,022 
18,689 
69,6% 
 
Tabela 11. Tarifas de Interligações Internacionais (TUII). 
INTERLIGAÇÃO 
INTERNACIONAL* 
TUII 2021-2022 
(R$/MWh) 
TUII 2022-2023 
(R$/MWh) 
Variação 
(%) 
 Garabi I (S.ANGELO) 
21,073 
36,310 
72,3% 
 Garabi II (ITÁ) 
25,412 
43,786 
72,3% 
 
II.2.4 Tarifas para a contratação em caráter temporário (TUSTTEMP) 
31. 
A contratação do uso do sistema de transmissão em caráter temporário 
é caracterizada pelo uso de capacidade remanescente do sistema de transmissão por 
tempo determinado, para escoamento da energia elétrica produzida por central 
geradora, após declaração do ONS da importância sistêmica da sua permanência no SIN, 
e enquanto inexistirem contratos de venda de energia elétrica em execução junto à 
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A TUST associada à contratação 
em caráter temporário está disposta na Tabela 12 e sua variação significativa em relação 
ao ciclo anterior também é explicado pelo fator “f” e pela inflação do período. 
 
 
Tabela 12. Tarifas para a contratação em caráter temporário (TUSTTEMP) 
GERADOR  
TUST temp  
2021-2022 
TUST temp  
2022-2023  
Variação 
 (R$/MWh) 
(R$/MWh) 
% 
UTE Uruguaiana 
14,547 
25,034 
72,1% 
UTE Termonorte I 
21,246 
36,562 
72,1% 
UTE Termonorte II 
14,202 
24,440 
72,1% 
 * aplicáveis em horário único, sem distinção entre ponta e fora de ponta. 
 
II.2.5 Base de dados de cálculo da TUST
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%
  INTERLIGAÇÃO      TUII 2021-2022      TUII 2022-2023      Variação  
  INTERNACIONAL*      (R$/MWh)      (R$/MWh)      (%)  
Garabi I (S.ANGELO)      21,073      36,310      72,3%    
Garabi II (ITÁ)      25,412      43,786      72,3%    
GERADOR    TUST temp      TUST temp    Variação    
    2021-2022      2022-2023        
    (R$/MWh)      (R$/MWh)      %  
UTE Uruguaiana  14,547      25,034      72,1%    
UTE Termonorte I  21,246      36,562      72,1%    
UTE Termonorte II  14,202      24,440      72,1%    

12 de 21 
 
32. 
O item 7 do Submódulo 9.4 do Proret estabelece os requisitos para 
montagem da base de dados de cálculo da TUST, precedida de Tomada de Subsídios 
para escrutínio público, no intuito de promover a assertividade do resultado. A SGT 
avaliou a base de dados do ciclo 2022/2023 e julgou que está em condições de ser 
aprovada e homologada pela ANEEL. 
II.2.6 Casos específicos avaliados 
33. 
Em 10 de abril de 2017, decisão liminar judicial deferiu, em favor da 
ABRACE, ABIVIDRO e ABRAFE, pedido de tutela provisória de urgência para determinar 
que a “ANEEL exclua a parcela dita de “remuneração” da Tarifa de Uso do Sistema de 
Transmissão – TUST, calculada sobre os bens reversíveis, ainda não amortizados e nem 
depreciados [...]”. 
34. 
A decisão da ANEEL, acatando a determinação judicial, vigorou durante 
os ciclos 2017-2018, 2018-2019 e 2019-2020, até a cassação da liminar, o que ensejou a 
reinclusão do custo do capital próprio no processo de Revisão Periódica, exceto para o 
consumidor livre GV do Brasil Indústria e Comércio de Aço Ltda., cuja TUST é calculada 
sem os efeitos descritos, pois a decisão liminar deferida continua vigorando. 
35. 
No contexto do componente financeiro da RBSE homologado pela ANEEL, 
o Consórcio CESTE (UHE Estreito) solicitou reconsideração do valor da TUST do ciclo 
2021/2022, recurso não acatado pela Diretoria Colegiada da ANEEL.  
36. 
Com argumentação análoga, a Elera Renováveis11 e a ESBR12 também 
solicitaram a alteração das suas tarifas, em requerimentos que, julgo, não merecem ser 
acatados, com fundamento na decisão do caso da CESTE. 
37. 
A CPFL Renováveis13, em 26 de abril de 2022, solicitou a regularização das 
 
11 Sicnet nº 48513.013483/2022-00. 
12 Sicnet nº 48513.013058/2021-00. 
13 Sicnet nº 48513.011870/2022-00.

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

14 de 21 
 
2021/2022, as tarifas dessas usinas foram alteradas. 
41. 
Com a consolidação estabelecida pela REN nº 1.021/2022, é necessário 
proceder o ajuste financeiro decorrente da diferença entre as tarifas original e alterada, 
totalizando R$ 14.911.623,29 para a UHE Santo Antônio e R$ 3.049.906,82, para a UHE 
Santo Antônio Ampliação, a preço de junho de 2022, a serem inclusos como débito nas 
apurações mensais do ciclo 2022/2023 pelo ONS. 
II.2.7 RAP a ser arrecadada por TUST-RB 
42. 
Para o cálculo da TUST-RB é necessário estabelecer o valor da receita de 
Rede Básica para o ciclo sob cálculo. A Tabela 14 apresenta a previsão de total de 
arrecadação a ser utilizada no estabelecimento da TUST-RB, comparada com o ciclo 
2021-2022. 
Tabela 14. Previsão de total de arrecadação a ser utilizada no estabelecimento da 
TUST-RB. 
Parâmetros 
Ciclo 2021-2022 [A] 
Ciclo 2022-2023 
[B] 
Variação % 
[C=B/A-1] 
Previsão de RAP a ser utilizada no 
estabelecimento das tarifas nodais 
de uso do sistema de transmissão - 
TUST-RB 
27.660.751.560,97 34.036.637.270,95 
23,1% 
Orçamento do ONS atualizado: 
672.557.720,73 
803.440.407,30 
19,5% 
Passivos 
0,00 
38.712.750,30 
- 
Previsão de total de arrecadação a 
ser utilizada no estabelecimento 
das Tarifas de Uso do Sistema de 
Transmissão de Rede Básica – 
TUST-RB 
28.333.309.281,69 34.878.790.428,55 
23,1% 
 
43. 
Os fatores que mais contribuíram para a elevação de 23,1% no valor 
foram: 
a) Novas instalações: instalações que entraram em operação comercial no 
decorrer do ciclo anterior considerando a RAP pro rata tempore e que para o ciclo
Parâmetros      Ciclo 2021-2022 [A]    Ciclo 2022-2023      Variação %  
          [B]      [C=B/A-1]  
  Previsão de RAP a ser utilizada no    27.660.751.560,97  34.036.637.270,95      23,1%    
  estabelecimento das tarifas nodais                
  de uso do sistema de transmissão -                
  TUST-RB                
Orçamento do ONS atualizado:      672.557.720,73  803.440.407,30      19,5%    
Passivos      0,00  38.712.750,30      -    
  Previsão de total de arrecadação a    28.333.309.281,69  34.878.790.428,55      23,1%    
  ser utilizada no estabelecimento                
  das Tarifas de Uso do Sistema de                
  Transmissão de Rede Básica –                
  TUST-
RB                

15 de 21 
 
sob cálculo entrarão com a RAP integral (16,8%).  
b) Revisão Periódica da RAP – RPR de 2018 (retroativa): resultado da 
Revisão Periódica da RAP de 2018 das transmissoras prorrogadas nos termos da Lei 
nº 12.783, de 2013, considerando o reperfilamento do componente financeiro da 
“RBSE/RPC”, que representa cerca de 5,7% de aumento para a Rede Básica. 
44. 
A Figura 1 apresenta o rateio da RAP arrecadada por meio de TUST-RB do 
ciclo 2013/2014 até o 2022/2023. Observa-se que no ciclo sob análise, o valor a ser 
dividido entre os a Carga e a Geração é próximo do critério de partida do rateio de 50% 
para cada segmento. 
 
Figura 1. Rateio da RAP arrecadada via TUST-RB entre segmento consumo e geração. 
 
45. 
A Figura 2 apresenta a evolução da TUST-RB média dos segmentos 
consumo e geração. Nota-se, que as tarifas de geração apresentam pouca volatilidade, 
em função das regras de estabilização que vigoravam até então. Em contrapartida, as 
tarifas de carga flutuam para absorver os reflexos desta estabilização, já que a Rede 
Básica tem apenas dois pagantes, a carga e a geração. Para este ciclo, a TUST-RB média 
do segmento consumo aumentou 11,67% e do segmento geração reduziu 6,13%. 
69,66%
57,24%
67,26%
70,97%
49,91%
54,34%
53,84%
46,85%
52,58%
49,08%
30,34%
42,76%
32,74%
29,03%
50,09%
45,66%
46,16%
53,15%
47,42%
50,92%
R$34,88
R$0,00
R$5,00
R$10,00
R$15,00
R$20,00
R$25,00
R$30,00
R$35,00
R$40,00
0,00%
20,00%
40,00%
60,00%
80,00%
100,00%
120,00%
Bilhões
Geração
Carga
RAP
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
                                    

16 de 21 
 
 
Figura 2. Evolução da TUST-RB média (R$/kW). 
 
46. 
A Figura 3 compara o resultado tarifário da transmissão no ciclo 
2022/2023 (R$ 42,6 bilhões) em relação ao anterior (R$ 34,5 bilhões), incluindo todos 
os componentes (Rede Básica, DIT, Fronteira, interligação internacional, ICG e IEG), 
segregados em aspectos econômicos, financeiros, orçamento do ONS e previsão de 
obras. O incremento total observado (23,5%) foi decorrente do efeito inflacionário do 
reajuste dos contratos (R$ 4,0 bilhões), da entrada de novas instalações (R$3,1 bilhões) 
e do efeito financeiro (R$1,0 bilhão).  
 
Figura 3. Resultado tarifário total da transmissão. 
 
47. 
Nota-se que o efeito da entrada de novas concessões e do reajuste dos 
4,48
6,87
4,90
4,41
12,13
10,07
10,63
15,32
11,97
13,37
9,42
8,18
9,05
9,00
9,47
9,30
9,60
10,23
9,72
9,13
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2013-2014 2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 2019-2020 2020-2021 2021-2022 2022-2023
Consumo
Geração
29,5
36,4
2,4
3,7
1,8
1,7
0,7
0,8
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
Ciclo 2021-2022
Ciclo 2022-2023
BILHÕES
Econômico
Financeiro
Previsão de Obras
ONS
Consumo Geração
18,00
15,32
16,00
13,37
14,00 12,13 11,97
12,00 10,07 10,63
9,42 9,05 9,00 9,47 9,30 9,60 9,13
10,00 8,18
10,23
6,87 9,72
8,00
4,90
6,00 4,48 4,41
4,00
2,00
0,00
2013-20142014-20152015-20162016-20172017-20182018-20192019-20202020-20212021-20222022-2023
Figura 2. Evolução da TUST-RB média (R$/kW).
              15,32    
                  13,37
        12,13    10,63    11,97  
9,42    9,05  9,00  9,47  10,07
9,30  9,60      9,13
  8,18
6,87            10,23  9,72  
4,48    4,90  4,41            
                  
                  
                  
    1,7
    3,7
    
1,8    
2,4    
    
    
    36,4
29,5    
    
    

17 de 21 
 
contratos das transmissoras, agregados na parcela econômica, são os fatores 
preponderantes para o resultado de 23,5% de impacto, como exposto na Figura 4. Por 
sua vez, o efeito financeiro é composto pelas Parcelas de Ajuste (PA) e pelo componente 
financeiro da Portaria MME nº 120/2016. 
 
Figura 4. Efeito tarifário das componentes. 
 
48. 
Ressalta-se que a partir dos valores provenientes do cálculo das tarifas de 
transmissão, o efeito médio estimado para os consumidores finais na distribuição é de 
3,04%. 
II.3 TUSTg 
49. 
A TUSDg é estabelecida para centrais geradoras conectadas em níveis de 
tensão de        88 kV a 138 kV, subgrupo A2, integradas ao SIN e os critérios para a 
definição de Rede Unificada (RU) estão estabelecidos no Submódulo 7.2 do Proret e, no 
atual ciclo, constam da base de dados 42 RUs. 
50. 
Na representação dos agentes de geração foi considerada todas as 
centrais em operação no momento de definição da base de dados em junho de 2022. 
Além das centrais geradoras em operação, são representadas as centrais geradoras que 
celebraram Contrato de Uso dos Sistemas de Distribuição (CUSD) com previsão 
contratual de entrada em operação até 30 de junho de 2023. 
19,9%
3,6%
-0,4%
0,4%
23,5%
Econômico
Financeiro
Previsão de Obras
ONS
Total

18 de 21 
 
51. 
Ademais, independente da celebração ou não do CUSD, também são 
representadas as centrais geradoras que se sagraram vencedoras de leilão de energia 
nova, e têm previsão de entrega do produto ao decorrer do horizonte do ciclo. A Tabela 
15 resume os critérios de representação das centrais geradoras na base de dados da 
TUSDg. 
Tabela 15. Critérios de representação de centrais geradoras. 
 
Em operação 
Prevista* 
Leilão 
Com CUSD Representada 
Representada 
Representada 
Sem CUSD 
Representada Não Representada Representada 
Fonte: Nota Técnica no 116/2022-SGT/ANEEL. 
* Com data para início em operação no CUSD ocorrendo até 30 de junho de 2023. 
 
52. 
Considerando o tempo de maturidade para a implantação de uma central 
geradora, entende-se razoável a previsibilidade de entrada em operação da central 
geradora, que se fundamenta na assinatura dos contratos. Neles deve ser estabelecida 
a data de entrada em operação e o montante de uso a ser contratado. 
53. 
Conforme indicado na Nota Técnica da SGT, o critério utilizado para a 
representação do Montante de Uso do Sistema de Distribuição (MUSD) das centrais 
geradoras foi estabelecido a partir do valor contratado para junho de 2023. Para as 
centrais geradoras vencedoras de leilão e sem CUSD celebrado, o valor de potência que 
consta do cadastro do empreendimento no respeito leilão que se sagrou vencedor. 
54. 
Para o Ciclo 2022-2023 estão representadas na base de dados 538 
centrais geradoras, sendo 45 centrais geradoras adicionadas a base em relação ao ciclo 
passado. A SGT calculou a nova TUSDg de referência para o Ciclo 2022-2023 
considerando as centrais geradoras que atendam a pelo menos um dos seguintes 
critérios: 
a) central geradora está em operação, mas sem tarifa de referência 
nominal;
        Em operação      Prevista*      Leilão  
  Com CUSD    Representada      Representada      Representada    
  Sem CUSD    Representada      Não Representada      Representada    

19 de 21 
 
b) central geradora com data de entrada em operação, conforme o CUSD, 
entre 1º de julho de 2022 e 30 de junho de 2023; 
c) central geradora conectada em distribuidora que terá revisão tarifária 
entre 1º de julho de 2022 e 30 de junho de 2023; ou 
d) central geradora que teve o MUSD contratado alterado em relação à 
base do ciclo 2021-2022. 
55. 
A Tabela 16 apresenta o quantitativo de centrais geradoras por critério 
de classificação. Para o ciclo 2022/2023 são definidas tarifas de referência para 238 
centrais geradoras.  
Tabela 16. Critérios de representação de centrais geradoras. 
Classificação 
Nº de centrais 
geradoras 
Tarifa calculada 
neste processo 
Existentes 
202 
Não 
Existentes Leilão 
93 
Não 
Novas Leilão* 
5 
Não 
Novas 
40 
Sim 
Com revisão tarifária 
192 
Sim 
Com Alteração de MUSD 
6 
Sim 
TOTAL 
538 
238 
Fonte: Nota Técnica no 116/2022-SGT/ANEEL. 
* As tarifas de referência dessas centrais geradoras foram definidas na REH que homologou o edital do 
leilão. 
 
56. 
Nos termos do parágrafo 10 do Submódulo 7.4 do Proret, a receita de 
referência de cada RU deve se resumir à soma das receitas apuradas para cada parcela 
de rede de propriedade de distribuidoras e de transmissoras. Para as Demais Instalações 
de Transmissão (DIT) e os transformadores da Rede Básica com tensão secundária de 88 
kV ou 138 kV (transformadores de fronteira), a receita de referência foi estabelecida 
segundo os critérios de composição da parcela da RAP dessas instalações. Os valores das 
receitas de referência das distribuidoras são baseados nos custos padronizados dos 
ativos modelados na base de cálculo, sendo atualizados com base nos valores do Banco
Classificação    Nº de centrais      Tarifa calculada  
    geradoras      neste processo  
Existentes  202      Não    
Existentes Leilão  93      Não    
Novas Leilão*  5      Não    
Novas  40      Sim    
Com revisão tarifária  192      Sim    
Com Alteração de MUSD  6      Sim    
TOTAL  538      238    

20 de 21 
 
de Preços de Referência da ANEEL15  
57. 
As novas TUSDg calculadas são consideradas de referência e servirão de 
base para o cálculo das TUSDg de aplicação dos processos de revisão ou de reajuste 
tarifário das distribuidoras acessadas pelas centrais geradoras, nos termos do 
Submódulo 7.4 do Proret. 
58. 
Consoante a regulação vigente, o sinal locacional é recalculado a cada 
revisão tarifária, trazendo estabilidade durante o ciclo tarifário de cada distribuidora (4 
a 5 anos), período em que a tarifa sofrerá reajustes baseados na variação do IGP-M e do 
Fator X da distribuidora. 
59. 
Dessa maneira, no recálculo das tarifas de referência, a variação 
percebida pela central geradora poderá ser negativa ou positiva, de acordo com a 
variação do sinal locacional que recebe influência: (i) da configuração da RU; (ii) da 
entrada de novos ativos; (iii) da variação da receita de referência da RU; (iv) da alteração 
da carga conforme o MUST contratado pela distribuidora; e (v) pela entrada de novas 
centrais geradoras. 
60. 
Deve-se ainda considerar a possibilidade de entrada em operação de 
novas centrais geradoras, que não constam na base de dados utilizada no ciclo 2022-
2023. Para tais usinas, até que se tenha a tarifa locacional específica da central geradora, 
adotar-se-á, inicialmente uma tarifa por distribuidora, a qual será apurada com base na 
média aritmética das TUSDg das centrais geradoras conectadas à distribuidora, 
consideradas todas como novas, ou seja, sem o mecanismo de estabilização que alcança 
as centrais geradoras existentes ou vencedoras de leilão. 
61. 
Esta tarifa média também deverá ser adotada no faturamento do encargo 
de uso dos sistemas de distribuição dos acessos em caráter temporário em níveis de 
 
15 Aprovados pela Resolução Homologatória nº 2.514 de 19 de fevereiro de 2019.

21 de 21 
 
tensão de 88 kV ou 138 kV, conforme critérios estabelecidos na REN nº 1.000/2022. 
62. 
Alguns casos específicos. Nos processos de reajuste tarifário da Energisa 
Tocantins Distribuidora de Energia S.A (ETO), ENEL SP e Energisa Sul-Sudeste (ESS), deve-
se incluir a tarifa para as novas centrais geradoras não listadas nominalmente. No 
processo da ETO deve-se incluir a tarifa para uma nova central geradora, UTE Itafos. Tais 
alterações não tem impacto nos valores aprovados para esses processos. No caso da 
ESS, deve-se substituir a tarifa da UTE Quatá. No processo tarifário foi considerada tarifa 
de referência provisória para essa central geradora. A atualização proposta resultará em 
ajuste financeiro a ser tratado no próximo processo tarifário dessa empresa. 
 
III – DIREITO 
63. 
Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos legais e 
normativos: Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; 
Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998; Lei nº 
9.784, de 29 de janeiro de 1999; Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; Decreto nº 
2.655, de 2 de julho de 1998; Portaria MME nº 120, de 20 de abril de 2016; Resolução 
ANEEL nº 281, de 1º de outubro de 1999; Resoluções Normativas nº 67 e 68, ambas de 
8 de junho de 2004; Resolução Normativa nº 320, de 11 de junho de 2008; Resolução 
Normativa nº 666, de 23 de junho de 2015; Resolução Normativa nº 722, de 31 de maio 
de 2016; Resolução Normativa nº 905 e 906, ambas de 8 de dezembro de 2020; 
Resolução Normativa nº 918, de 23 de fevereiro de 2021; Resolução Normativa nº 1.017, 
de 19 de abril de 2022 e Submódulos 7.4, 9.1, 9.3, 9.4, 9.7, 10.4 e 10.5 dos 
Procedimentos de Revisão Tarifária (Proret). 
 
IV – DISPOSITIVO 
64. 
Diante do exposto, e o que consta dos processos nº 48500.000395/2022-
50, 48500.000394/2022-13 e 48500.000424/2022-83, voto por aprovar a emissão das

22 de 21 
 
Resoluções Homologatórias anexas que: 
a) estabelecem os valores de referência das Tarifas de Uso dos Sistemas 
de Distribuição (TUSDg), aplicáveis às centrais geradoras conectadas nos níveis de 
tensão de 88 kV a 138 kV, subgrupo A2, pertencentes ao Sistema Interligado 
Nacional (SIN), relativas ao ciclo tarifário compreendido entre 1º de julho de 2022 
e 30 de junho de 2023;  
b) substituem 
nos 
processos 
tarifários 
da 
Energisa 
Tocantins 
Distribuidora de Energia (ETO), ENEL SP e Energisa Sul-Sudeste (ESS), os valores das 
TUSDg para as centrais geradoras que tiveram novas tarifas de referência 
homologadas para o ciclo 2022-2023; 
c) indeferem os pleitos da Elera Renováveis e da Energia Sustentável do 
Brasil, que solicitaram desconsiderar o componente financeiro oriundo da Portaria 
MME nº 120/2016 no cálculo das TUST-RB; 
d) deferem o pleito da CPFL Renováveis de regularização das TUST do 
Complexo Eólico Campo dos Ventos II, nos termos da Resolução Homologatória nº 
1.031/2010; 
e) retifica a lista de módulos constante no Despacho nº 1.425/2022, de 
modo a contemplar os ajustes de receita já processados por ocasião da REH nº 
2.959/2021 e relacionados com o fim da equiparação da Conversora de Uruguaiana, 
para fins de adequação do registro; 
f) aprova a base de dados de cálculo da TUST do ciclo 2022/2023; 
g) estabelecem as tarifas e os encargos de transmissão de energia 
elétrica, conforme Anexos I, II, III, III-A, IV, V, V-A, VI e VIII da Nota Técnica nº 
104/2022-SGT/ANEEL, de 7 de julho de 2022, e a Tarifa de Transporte da energia 
elétrica proveniente de Itaipu Binacional; e 
h) estabelecem as Receitas Anuais Permitidas (RAP) associadas às 
instalações de transmissão sob responsabilidade das concessionárias de serviço

23 de 21 
 
público de transmissão de energia elétrica, com vigência a partir de 1º de julho de 
2022. 
Brasília, 12 de julho de 2022. 
(assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor