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S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E
G E S T Ã O T A R I F Á R I A
Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL Brasília, 19 de junho de 2015
E S T A B E L E C I M E N T O D A S T A R I F A S D E U S O D O S I S T E M A D E T R A N S M I S S Ã O - T U S T
P A R A O C I C L O 2 0 1 5 - 2 0 1 6
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Gestão Tarifária SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar CEP: 70830-030 – Brasília – DF Tel: + 55 61 2192-8695 Fax: + 55 61 2192-8679
ÍNDICE
I – DO OBJETIVO ..................................................................................................................................................... 1 II – DOS FATOS ........................................................................................................................................................ 1 III – DA ANÁLISE ..................................................................................................................................................... 3 III.1 Composição da Rede Básica e da TUST – Resolução Normativa nº 67, de 2004 .............................................. 3 III.2 Procedimento de cálculo da TUST – Resolução Normativa nº 559, de 2013 ..................................................... 5 III.3 Impactos do cálculo da TUSDg – Resolução Normativa nº 349, de 2009 ......................................................... 7 III.4 Tarifas de Importação/Exportação e de Interligações internacionais .................................................................. 7 III.5 Tarifas para a contratação em caráter temporário – TUST TEMP ........................................................................ 10 III.6 Tarifa de Transporte de Itaipu ........................................................................................................................... 10 III.6 Encargos setoriais: Conta de Desenvolvimento Energético – CDE .................................................................. 11 III.8 Apuração de ultrapassagem de potência de usuários ........................................................................................ 12 III.9 Parcela Variável – Resolução Normativa nº 270, de 2007 ................................................................................ 12 III.10 Passivos de Encargo de Uso do Sistema de Transmissão ............................................................................... 12 III.10.1 Vale Vargem Grande .................................................................................................................................... 12 III.10.2 UTE ERB Candeias ...................................................................................................................................... 13 III.11 Cálculo da Receita Anual Permitida do ciclo 2015-2016 ................................................................................ 13 III.11.1 Da RAP a ser arrecadada por TUST-RB ...................................................................................................... 14 III.11.2 Da RAP a ser arrecadada por TUST-FR ...................................................................................................... 21 III.12 Cálculo da RAP prospectiva para o segmento geração ................................................................................... 23 III.13 Base de dados .................................................................................................................................................. 27 III.13.1 Análise de contribuições da Audiência Pública nº 023/2015 ....................................................................... 27 III.13.2 Tratamento das instalações de corrente contínua ......................................................................................... 29 III.13.3 Tratamento dos custos de reposição das instalações .................................................................................... 29 III.13.4 Representação das cargas que acessam à Rede Básica ................................................................................. 30 III.13.5 Representação das centrais de geração que acessam à Rede Básica ........................................................... 32 III.14 Cálculo da TUST do ciclo 2015-2016 ............................................................................................................. 37 IV – DO FUNDAMENTO LEGAL .......................................................................................................................... 38 V – DA CONCLUSÃO ............................................................................................................................................. 38 VI – DA RECOMENDAÇÃO .................................................................................................................................. 40 ANEXO I - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS ÀS CENTRAIS DE
GERAÇÃO CONECTADAS À REDE BÁSICA ..................................................................................................... 41 ANEXO II - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS A CONSUMIDORES
LIVRES, CONSUMIDORES POTENCIALMENTE LIVRES E AUTOPRODUTORES, COM UNIDADES
CONSUMIDORAS CONECTADAS À REDE BÁSICA ........................................................................................ 63 ANEXO II-A – TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO - TUST ENCARGOS - CDE
APLICÁVEIS A CONSUMIDORES LIVRES, CONSUMIDORES POTENCIALMENTE LIVRES E
AUTOPRODUTORES, COM UNIDADES CONSUMIDORAS CONECTADAS À REDE BÁSICA .................. 69 ANEXO III - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS AOS AGENTES DE
IMPORTAÇÃO E DE EXPORTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (TUST imp/exp) .......................................... 69 ANEXO III-A – TARIFAS DE USO DAS INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS (TUII) ................................ 69 ANEXO IV – TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS ÀS CENTRAIS DE
GERAÇÃO COM CONTRATAÇÃO EM CARÁTER TEMPORÁRIO (TUSTTEMP) ............................................. 70 ANEXO V - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS ÀS CONCESSIONÁRIAS
DE DISTRIBUIÇÃO. ............................................................................................................................................... 71 ANEXO VI - ENCARGOS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO A SEREM PAGOS PELAS
DISTRIBUIDORAS DE ACORDO COM REN 349/2009 (TUSDg-T E TUSDg-ONS) ......................................... 94 ANEXO VII – RELAÇÃO RAP x INVESTIMENTO ............................................................................................. 95 ANEXO VIII - ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 23/2015 .......... 96
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL
Em 19 de junho de 2015.
Processo: 48500.000314/2015-92. Assunto: Estabelecimento do valor das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST, da Tarifa de Transporte de Itaipu, da TUST-CDE, dos encargos das distribuidoras associados à TUSDg e aprovação da base de dados de cálculo da TUST para o ciclo tarifário 2015-2016.
I – DO OBJETIVO 1. Esta Nota Técnica tem por objetivo propor, para vigorarem entre 1º de julho de 2015 e 30 de junho de 2016:
a) os valores das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST;
b) os valores das Tarifas de Transporte de Itaipu; c) os valores das TUST encargos referentes à Conta de Desenvolvimento Energético –
CDE; d) os valores das TUSTIMP/EXP importação/exportação e das Tarifas de Uso das
Interligações Internacionais – TUII; e) os valores das TUSTTEMP para contratação em caráter temporário;
f) 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 os arts. 7º e 8º da Resolução Normativa nº 349, de 13 de janeiro de 2009; e
g) a base de dados de cálculo da TUST. II – DOS FATOS 2. A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, dispõe sobre a competência da ANEEL para calcular a TUST:
Fl. 2 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
“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;”
3. A Resolução nº 281, de 1º de outubro de 1999, estabelece as condições gerais para a contratação do acesso e do uso do sistema de transmissão.
4. A Resolução Normativa 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.
5. A Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007, altera a sistemática de cálculo da TUST para os novos empreendimentos de geração participantes de leilões de energia nova.
6. A Resolução Normativa 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.
7. A Resolução Normativa nº 399, de 13 de abril de 2010, regulamenta as novas condições de contratação do uso do sistema de transmissão em caráter permanente, flexível e temporário, as formas de cálculo dos encargos e dá outras providências.
8. A Resolução Normativa 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, estabelecendo o adicional de tarifas de uso específico.
9. A Resolução Normativa nº 559, de 27 de junho de 2013, estabelece o procedimento de cálculo das TUST e revoga 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.
10. A Resolução Homologatória nº 1.833, de 2 de dezembro de 2014, estabelece os valores de TUST-PROINFA para o ano de 2015.
Fl. 3 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
11. A Resolução Homologatória nº 1.857, de 27 de fevereiro de 2015, estabelece o montante da quota anual da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE para o ano de 2015 para as concessionárias de transmissão, com base no disposto no art. 45 da Resolução Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de 2011.
12. A Audiência Pública nº 023/2015, de 24 de abril de 2015, foi instaurada para obter subsídios relativos à base de dados preliminar para o cálculo das TUST e das TUSDg do ciclo tarifário 2015-2016.
13. Em 02 de junho de 2015, o Operador Nacional do Sistema - ONS encaminhou os fax n. 0013 a 0019/240/2015 solicitando as TUST-RB na modalidade consumo para o ciclo 2014-2015 aplicáveis às centrais geradoras EOL Ventos de Santa Joana IX, X, XI, XII, XIII, XIV e XV, uma vez que não constam na REH nº 1.758/2014, que aprovou as TUST do referido ciclo.
14. Em resposta ao Memorando nº 175/2015-SGT/ANEEL, de 18 de maio de 2015, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF informou, por meio do Memorando nº 388/2015-SFF/ANEEL, de 05 de junho de 2015, o valor do orçamento do ONS para o período entre 01/07/2015 a 30/06/2016, a ser arrecadado com recursos provenientes da TUST no valor de R$ 597.302.000,00.
15. Em resposta ao Ofício nº 21/2015-SGT/ANEEL, de 05 de março de 2015, o ONS encaminhou a carta ONS-0951/100/2014, de 5 de junho de 2015, informando que as solicitações para o processo de reajuste das RAP e de estabelecimento das TUST para o ciclo 2015-2016 foram encaminhadas por correspondência eletrônica para a Superintendência de Gestão Tarifária da ANEEL.
16. O ONS encaminhou por mensagem eletrônica os arquivos para o Programa Nodal para os ciclos 2015-2016, 2016-2017, 2017-2018 e 2018-2019.
17. O aplicativo Nodal foi aperfeiçoado para a versão 5.2, permitindo 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
18. A REN nº 67, de 2004, discorre em seus arts. 3º e 5º sobre a classificação das instalações que compõem a Rede Básica e as componentes da TUST, in verbis:
“Art. 3° Integram a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional – SIN as Instalações de Transmissão, definidas conforme inciso II do artigo anterior, que atendam aos seguintes critérios: I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação em tensão igual ou superior a 230 kV; e II – transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230 kV e tensões secundária e terciária inferiores a 230 kV, bem como as respectivas conexões e demais equipamentos ligados ao terciário, a partir de 1° de julho de 2004.
Fl. 4 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Art. 4° Não integram a Rede Básica e são classificadas como Demais Instalações de Transmissão, as Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes critérios: I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais geradoras, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres, em caráter exclusivo; II – instalações e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso exclusivo para importação e/ou exportação de energia elétrica e não definidos como instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais; e III – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em tensão inferior a 230 kV, localizados ou não em subestações integrantes da Rede Básica. Art. 5° A Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST será constituída por duas componentes, conforme a seguir: I – TUSTRB: aplicável a todos os usuários do SIN; e II – TUSTFR: aplicável apenas à concessionária ou permissionária de distribuição que utilize as instalações descritas no art. 3°, inciso II, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou que se conecte as instalações a que se refere o art. 4°, inciso III, em caráter compartilhado. § 1° A TUSTRB será calculada de acordo com a metodologia descrita no anexo da Resolução n° 281, de 1° de outubro de 1999, e levará em conta as parcelas da Receita Anual Permitida – RAP associadas às instalações citadas no art. 3°, inciso I, desta Resolução. § 2° A TUSTFR levará em conta as parcelas da RAP, associadas às instalações citadas no inciso II deste artigo, e será rateada pelos Montantes de Uso do Sistema de Transmissão – MUST contratados pela respectiva concessionária ou permissionária de distribuição nos horários de ponta e fora de ponta. ... § 6º O ONS fica autorizado a administrar a cobrança diretamente por meio de encargos de uso quando forem iguais a zero os MUSTs contratados por concessionárias ou permissionárias de distribuição que utilizem as instalações descritas no art. 3°, inciso II, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou que se conectem às instalações a que se refere o art. 4°, inciso III, em caráter compartilhado.”
19. Assim, a TUST-RB, aplicável a todos os usuários do sistema de transmissão, destina-se a remunerar as instalações pertencentes à Rede Básica, ou seja, aquelas dispostas no inciso I, art. 3° da Resolução Normativa n° 67, de 2004.
Fl. 5 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
20. Já a TUST-FR é aplicável apenas às concessionárias ou permissionárias de distribuição, destinando-se a remunerar os transformadores de fronteira e as Demais Instalações de Transmissão – DIT compartilhadas, ou seja, as instalações referentes ao art. 3º, inciso II da REN nº 067, de 2004, e aquelas dispostas no art. 4º, inciso III, apenas em caráter compartilhado.
21. A exceção à regra são as unidades consumidoras ALCOA - Poços de Caldas e Rima Industrial S.A.. A ALCOA – Poços de Caldas teve seu acesso excepcionalmente caracterizado como direto à Rede Básica pela Resolução Autorizativa nº 501, de 4 de abril de 2006, apesar de sua conexão ser 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, sendo calculada uma correspondente TUST-FR.
22. A Rima Industrial S.A. também teve seu acesso excepcionalmente caracterizado como direto à Rede Básica pelo Despacho ANEEL nº 4.909, de 20 de dezembro de 2011, apesar de sua conexão 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, sendo calculada uma correspondente TUST-FR.
III.2 Procedimento de cálculo da TUST – Resolução Normativa nº 559, de 2013
23. Em 27 de junho de 2013, a REN nº 559 estabeleceu o procedimento de cálculo da TUST. De acordo com o normativo, para o segmento geração, a TUST será calculada com base no horizonte do Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica – PDE vigente. Assim, serão utilizados os dados de planejamento de curto prazo oriundos do ONS e de longo prazo provenientes da EPE.
24. Para as novas centrais de geração participantes de leilões de energia nova e que se sagrarem vencedoras, as tarifas calculadas terão validade durante a vigência da sua outorga, sendo a tarifa inicial homologada junto ao Edital do Leilão. Para as demais centrais de geração a TUST será estabelecida por um período de 10 ciclos tarifários, a partir do ciclo correspondente ao início do faturamento do seu Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST.
25. Para aquelas que já possuem TUST definida com base na REN nº 267, de 2007, após o término da sequência tarifária publicada antes do leilão de energia nova, será calculada nova TUST para o período de 10 ciclos tarifários.
26. Também foi estabelecida regra de transição para os geradores existentes pelo período de 2 ciclos tarifários, após o término da validade da TUST.
27. As diferenças de encargos anuais apuradas a cada ciclo tarifário, para mais ou para menos, entre as TUST estabelecidas para as centrais de geração e aquelas efetivamente obtidas para o mesmo ciclo mediante cálculo anual, serão 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.
28. Para o segmento consumo, a TUST é estabelecida a cada ciclo tarifário, nos horários 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 art. 10 da REN nº 559, de 2013.
Fl. 6 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
29. As TUST e passivos financeiros considerados a cada ciclo tarifário são atualizados 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.
30. Assim, considerando que os índices de reajuste dos contratos de transmissão atualmente são o IPCA1 e o IGP-M2, 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-1) a maio do ciclo (i).
31. Para o ciclo 2015-2016 o IAT é 6,706%, 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 2015-2016
Índices Índice acumulado
Proporção de RAP de Rede Básica em
operação
(jun/14 a jun/15) 2015-2016
IGP-M 4,110% 40,49%
IPCA 8,473% 59,51%
IAT 6,706%
1 IPCA – Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo
2 IGP-M – Índice Geral de Preços do Mercado
Fl. 7 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
III.3 Impactos do cálculo da TUSDg – Resolução Normativa nº 349, de 2009
32. A REN nº 349, de 2009, afeta o critério de rateio de custos entre os segmentos consumo e geração vigente para a Rede Básica ao estabelecer:
CAPÍTULO X
DO CÁLCULO DA TUST Art. 20. O cálculo da TUST das centrais geradoras deverá considerar:
I - a partir do ciclo tarifário 2009/2010, a receita recuperada pela TUSDg-ONS; II - a partir do ciclo tarifário 2013/2014, a receita recuperada pela TUSDg-T.
33. Conforme artigo 20 da REN nº 349/2009, o cálculo da TUST das centrais geradoras deverá considerar a partir do ciclo tarifário 2013-2014, 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 2015-2016, este valor está estimado em R$ 37.849.693,84, a preços de junho de 2015.
34. O referido artigo dispõe ainda que o cálculo da TUST das centrais geradoras deverá considerar a partir do ciclo tarifário 2009-2010 os recursos provenientes da TUSDg-ONS (parcela relativa ao custeio do ONS). Para o ciclo 2015-2016, este valor está estimado em R$ 49.545.565,26, a preços de junho de 2015.
III.4 Tarifas de Importação/Exportação e de Interligações internacionais
35. 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.”
36. As instalações de Garabi 1 e 2, autorizadas à CIEN3, respectivamente por meio das Resoluções ANEEL nº 129 e 130, ambas de 1998, foram equiparadas, para fins de efeitos técnicos e comerciais, aos concessionários de serviços público de transmissão de energia elétrica conforme Portarias MME nº 210 e 211 de 2011.
3 Companhia de Interconexão Energética
Fl. 8 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
37. No mesmo sentido, a Portaria MME nº 624, de 25 de novembro de 2014 equipara as Instalações de Transmissão Necessárias aos Intercâmbios Internacionais de Energia Elétrica autorizadas por meio das Portarias DNAEE nº 179, de 19 de setembro de 1983, nº 324, de 5 de abril de 1994, sob responsabilidade da Eletrosul Centrais Elétricas S.A. (Estação Conversora Uruguaiana 230 kV e LT Paso de Los Libres – Uruguaiana 132 kV)
38. De acordo com o art. 17 da REN nº 399, de 2010, o Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST de importação/exportação considerará no mesmo contrato os montantes de uso de importação e de exportação, determinados pela máxima potência elétrica injetável e pela máxima potência elétrica a ser demandada na Rede Básica, respectivamente, no período do contrato.
39. Caso o importador/exportador seja usuário das Interligações Internacionais de que trata o art. 1º da REN n° 442, de 2011, o CUST deverá ser celebrado considerando o ponto de conexão entre essas instalações e a Rede Básica.
40. O § 6º do art. 5º da REN nº 442, de 2011, autorizou o ONS a calcular o valor do Adicional de Tarifa de Uso Específico – ADTUE, a partir da receita estabelecida pela ANEEL para o ciclo tarifário 2014-2015. O ONS informou por meio de correspondência eletrônica no dia 11/06/2015 que não foram apurados valores referentes ao ADTUE no ciclo 2014-2015, a serem revertidos em modicidade tarifária para os usuários do sistema de transmissão para o ciclo 2015-2016.
41. Em 23 de junho de 2015, na 22º Reunião Publica da Diretoria da ANEEL, os artigos 5º e 6º da REN nº 442, de 2011, foram revogados, dispondo na Resolução Normativa resultante da AP nº 30/2015, nova forma de cálculo do adicional de tarifa de uso específico, de que tratam os incisos XVIII e XX do art. 3º da Lei nº 9.427, de 1996, ora denominado de Tarifa de Uso das Interligações Internacionais – TUII e das TUST importação/exportação, conforme transcrito a seguir:
“Art. 17 O CUST de importação/exportação considerará no mesmo contrato os montantes de uso de importação e de exportação, determinados pela máxima potência elétrica injetável e pela máxima potência elétrica a ser demandada na Rede Básica, respectivamente, no período do contrato.
(..)
§ 2º A TUST aplicável à condição de contratação de que trata o caput fica estabelecida da seguinte forma:
𝑇𝑈𝑆𝑇𝐼𝑀𝑃/𝐸𝑋𝑃 [𝑅$
𝑀𝑊. ℎ] = 𝑓.
12[𝑚ê𝑠]. 1000 [𝑘𝑊]
8760[ℎ]. 1[𝑀𝑊].(𝑇𝑈𝑆𝑇𝐺 + 𝑇𝑈𝑆𝑇𝐶−𝑃)
2[
𝑅$
𝑘𝑊. 𝑚ê𝑠]
onde:
TUSTIMP/EXP – TUST aplicável no ponto de conexão à Rede Básica contratado para importação ou exportação de energia elétrica, em R$/MW.h;
TUSTG – TUST aplicável ao segmento geração no ponto de conexão à Rede Básica em que ocorrer a importação ou exportação, em R$/kW.mês;
Fl. 9 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
TUSTC-P – TUST aplicável ao segmento consumo no horário de ponta no ponto de conexão à Rede Básica em que ocorrer a importação ou exportação, em R$/kW.mês; e
f – fator de conversão da modalidade de pagamento por disponibilidade para pagamento por uso, dado pela relação entre a soma das potências instaladas e a soma das garantias físicas dos geradores em operação comercial em 1° de junho de cada ano, em MW/(MW.h/h).
§ 3º Os encargos de uso para fins de importação/exportação serão apurados mensalmente e devidos a partir dos valores medidos de energia elétrica, da seguinte forma:
𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑈𝑠𝑜[𝑅$] = 𝑇𝑈𝑆𝑇𝐼𝑀𝑃/𝐸𝑋𝑃 [𝑅$
𝑀𝑊. ℎ] . 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎[𝑀𝑊. ℎ]
§ 4º Caso o importador/exportador seja usuário das Interligações Internacionais, de que trata o art. 1º da Resolução Normativa n° 442, de 26 de julho de 2011:
I - o CUST deverá ser celebrado considerando o ponto de conexão entre essas instalações e a Rede Básica;
II - os encargos de uso para fins de importação/exportação serão apurados mensalmente e devidos a partir dos valores medidos de energia elétrica, da seguinte forma:
𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑈𝑠𝑜[𝑅$] = (𝑇𝑈𝑆𝑇𝐼𝑀𝑃/𝐸𝑋𝑃 [𝑅$
𝑀𝑊. ℎ] + 𝑇𝑈𝐼𝐼 [
𝑅$
𝑀𝑊. ℎ]) . 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎[𝑀𝑊. ℎ]
onde:
TUII – Tarifa de Uso das Interligações Internacionais, de que trata o art. 1º da Resolução Normativa n° 442, de 2011, dada por:
𝑇𝑈𝐼𝐼 [𝑅$
𝑀𝑊. ℎ] = 𝑓.
𝑅𝐼[𝑅$]
𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒[𝑀𝑊] ∗ 8760[ℎ]
RI – somatório de Receitas Anuais Permitidas das Interligações Internacionais, de que trata o art. 1º da Resolução Normativa n° 442, de 2011, disponibilizadas ao importador/exportador, em R$;
Capacidade – capacidade das Interligações Internacionais, de que trata o art. 1º da Resolução Normativa n° 442, de 2011, conforme estabelecido no CPST, disponibilizadas ao importador/exportador, em MW;”.
42. Estas tarifas foram estabelecidas para o ciclo tarifário 2015-2016 conforme Anexos III e III-A, de modo que os encargos de uso oriundos de sua aplicação serão considerados no cálculo das TUST com fins de modicidade tarifária para os usuários do sistema de transmissão no ciclo tarifário seguinte, conforme preconizado no inciso XX do art. 3º da Lei nº 9.427, de 1996.
Fl. 10 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
III.5 Tarifas para a contratação em caráter temporário – TUST TEMP
43. 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.
44. A TUST associada à contratação em caráter temporário é calculada de acordo com o inciso V do art. 14 da Resolução Normativa resultante da AP nº 030/2015, transcrito a seguir, e está disposta no Anexo IV:
“V – a TUST aplicável à contratação em caráter temporário, TUSTTEMP, em R$/MW.h, será calculada da seguinte forma:
𝑇𝑈𝑆𝑇𝑇𝐸𝑀𝑃 [𝑅$
𝑀𝑊. ℎ] = 𝑓.
12[𝑚ê𝑠]. 1000 [𝑘𝑊]
8760[ℎ]. 1[𝑀𝑊]. 𝑇𝑈𝑆𝑇𝐺𝐸𝑅 [
𝑅$
𝑘𝑊. 𝑚ê𝑠]
onde:
TUSTTEMP – TUST aplicável no ponto de conexão à Rede Básica contratado em caráter temporário, em R$/MW.h;
TUSTGER – TUST do ciclo tarifário vigente estabelecida para a central de geração, em R$/kW.mês; e
f – fator de conversão da modalidade de pagamento por disponibilidade para pagamento por uso, dado pela relação entre a soma das potências instaladas e a soma das garantias físicas dos geradores em operação comercial em 1° de junho de cada ano, em MW/(MW.h/h).”.
III.6 Tarifa de Transporte de Itaipu
45. 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 a partir do Encargo de Conexão devido a FURNAS para o ciclo 2015-2016 e das Parcelas de Ajuste – PA referentes à previsão da Demanda Anual de potência do ciclo 2014-2015 e às variações de RAP oriundas de revisão ou outros ajustes, como por exemplo, parcela associada à incorporação do Custo Anual de Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI, conforme Tabela 2.
Fl. 11 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tabela 2: Parâmetros de cálculo da Tarifa de Transporte de Itaipu
Parâmetros de cálculo Ciclo 2014-2015 Ciclo 2015-2016 Variação
Encargo de Conexão (R$) 216.993.573,97 246.013.853,20 13,4%
PA RAP (R$) - 26.586.343,51 N/A
PA DEMANDA ANUAL (R$) 2.635.625,18 1.344.446,90 -49,0%
Encargo a ser arrecadado (R$) 219.629.199,15 273.944.643,61 24,7%
Tarifa de Transporte Itaipu (R$/MW) 1.652,59 2.085,77 26,2%
46. De acordo com a Resolução Homologatória nº 1.829, de 25 de novembro de 2014, obtém-se os valores de potência contratada pelas distribuidoras que detém cota-parte da UHE Itaipu, previstos para o ano civil de 20154, no valor de 131.340 MW.ano. Para utilização no ciclo tarifário 2015-2016, adotamos esta mesma quantia como previsão para a Demanda Anual, uma vez que a PADEMANDA ANUAL recupera no ciclo seguinte as variações de potência decorrentes do descasamento entre ano civil e ciclo tarifário. De porte desses parâmetros, procede-se o cálculo da Tarifa de Transporte de Itaipu conforme equação (2):
)/$(77,085.2ItaipudeTransporte
131340
61,643.944.273ItaipudeTransporte
Ajuste de ParcelaConexãodeEncargoItaipudeTransporte 2016-201520162015
MWR
anualDemanda
(2)
47. O encargo resultante da aplicação da Tarifa de Transporte de Itaipu de R$ 2.085,77/MW à potência contratada mensal de cada distribuidora deverá ser pago diretamente à FURNAS pelos contratantes da energia da Itaipu Binacional.
48. A variação do Encargo de Conexão de 13,4% em relação ao valor do ciclo anterior deve-se à incidência do IPCA (8,473%) decorrente do processo de reajuste das receitas e a incorporação do CAIMI (4,92%) à RAP de FURNAS. No ciclo 2014-2015 não houve PA oriunda de variações de receita, o que não ocorreu no ciclo 2015-2016 em razão do advento do CAIMI. Além disso, houve redução da PADEMANDA ANUAL de cerca de 50%, resultando em aumento de 24,7% do Encargo a ser arrecadado e de 26,2% da Tarifa de Transporte de Itaipu.
III.6 Encargos setoriais: Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
49. 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.
4 O Anexo II da REH 1829/2014 estabelece os valores de potência contratada para os meses de 2015.
Fl. 12 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
50. A TUST-PROINFA é definida em processo específico, para o ano civil. Para 2015 o valor foi estabelecido na REH Nº 1.833, de 2014.
51. Os valores das tarifas referentes à CDE para o período de 1º de julho de 2015 a 30 de junho de 2016 correspondem aos custos unitários definidos no art. 1º da Resolução Homologatória nº 1.857, de 2015, aos quais devem ser acrescidos os custos dos tributos Programa de Integração Social – PIS e Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS, conforme regime de tributação de cada transmissora.
52. O Anexo II-A apresenta os valores dessa tarifa, sendo que a forma de apuração e contabilização dos encargos referentes à CDE deverá observar o estabelecido na Resolução Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de 2011.
III.8 Apuração de ultrapassagem de potência de usuários
53. Para o período de junho de 2014 a maio de 2015 foi apurado a título de ultrapassagem de potência (injetada ou demandada), de acordo com a REN nº 399, de 2010, o montante de R$ 59.404.926,72, sendo R$ 52.995.381,28 na Rede Básica e R$ 6.409.545,43 na Rede Básica de Fronteira. Tais valores estão considerados no total de Parcela de Ajuste, revertidos para a modicidade tarifária no ciclo 2015-2016.
III.9 Parcela Variável – Resolução Normativa nº 270, de 2007
54. A Parcela Variável – PV, conforme dispõe a Resolução Normativa nº 270, de 2007, 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 2014 a maio de 2015 foi descontado da receita das transmissoras o valor de R$ 138.505.435,34, considerado nos valores apurados da parcela de ajuste. Deste valor, conforme o disposto na Resolução Normativa nº 270, de 2007, obtém-se o valor de Adicional à RAP a ser repassado às concessionárias de transmissão com melhores desempenhos, que corresponde a R$ 24.979,98 que será acrescentado à receita do ciclo 2015-2016.
III.10 Passivos de Encargo de Uso do Sistema de Transmissão
III.10.1 Vale Vargem Grande 55. A Companhia Vale do Rio Doce S.A. – VALE solicitou à ANEEL suspensão de suas obrigações associadas ao Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - CUST nº 100/2013 firmado em 30 de dezembro de 2013, em decorrência de decisão judicial (Agravo de Instrumento nº 0019898-43.2014.4.01.0000/DF) que suspendeu, em 22 de maio de 2014, os efeitos da Resolução Autorizativa nº 4.314, de 3 de setembro de 2013, sem prejuízo à disponibilidade do sistema de transmissão, a ela assegurada pelo próprio CUST.
56. A Diretoria da ANEEL, por meio do Despacho nº 1.259, de 2015 decidiu:
“(i) suspender os efeitos do CUST nº 100/2013 e do CCT nº 020/2014, não havendo obrigação de pagamento e consequentemente direito de reserva do sistema para o Projeto Vargem Grande da VALE; (ii) converter os EUST associados ao CUST nº 100/2013 pagos pela VALE, de agosto de 2014 a março de 2015 em crédito em favor da VALE, no valor R$
Fl. 13 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
8.320.416,00 (oito milhões, trezentos e vinte mil, quatrocentos e dezesseis reais), a preços de junho de 2014; e (iii) caso os efeitos da Resolução Autorizativa nº 4.314, de 3 de setembro de 2013 deixem de estar suspensos, condicionar a execução do CUST nº 100/2013 e do CCT nº 020/2014 à revalidação do Parecer de Acesso nº RE 2.1/014/2010 pelo ONS.”
57. Dessa forma, o consumidor não será modelado na base e não será feita provisão de crédito à Vale do Rio Doce S.A. para o ciclo 2015-2016. Quando da revalidação do Parecer de Acesso nº RE 2.1/014/2010 e posterior execução do CUST nº 100/2013 e do CCT nº 020/2014, será estabelecida TUST para a unidade consumidora. Essa medida visa não onerar desnecessariamente a receita a ser paga pelos usuários da Rede Básica. Considerando o IAT do ciclo 2015-2016, o valor do crédito em favor da Vale é de R$ 8.878.410,69 (Oito milhões, oitocentos e setenta e oito mil, quatrocentos e dez reais e sessenta e nove centavos), a preços de junho de 2015.
III.10.2 UTE ERB Candeias
58. A Resolução Autorizativa nº 3.726, de 23 de outubro de 2012, autoriza a empresa ERB Aratinga S.A. a implantar e explorar a Usina Termelétrica – UTE ERB Candeias, sob o regime de Produção Independente de Energia Elétrica – PIE, localizada no município de Candeias, no estado da Bahia.
59. A UTE ERB Candeias sagrou-se vencedora do Leilão de Energia Nova nº 010/2013-ANEEL e recebeu TUST, por meio da REH nº 1.651, de 2013, no valor de 3,448 R$/kW.mês a preços de junho de 2013. Tal tarifa, conforme REN nº 559, de 2013 possui vigência a partir da publicação da Resolução em 12 de novembro de 2013 até o fim da outorga da usina.
60. O ONS após firmar o CUST nº 088/2013 com a UTE ERB Candeias, com MUST de 12,29 MW e início de pagamento em novembro de 2013, solicitou a TUST da referida usina à ANEEL, visto que não havia sido publicada para o ciclo 2014-2015 pela REH nº 1.555, de 2013. Desta forma, por meio da REH nº 1.684, de 2014, foi calculada e publicada nova TUST para a usina com valor de 3,556 R$/kW.mês, a preços de junho de 2013. Todavia, esta usina já possuía TUST estabelecida pela REH nº 1.651, de 2013.
61. A correção se faz por meio da atualização da TUST homologada pela REH 1.651, de 2013, a preços de junho de 2015, conforme Anexo I, revogação da REH nº 1.684, de 2014, e cálculo de passivo financeiro a ser creditado ao empreendedor, conforme Tabela 3.
Tabela 3: Cálculo do Passivo da UTE ERB Candeias
Período Diferença Encargo (R$) IAT Atualização a Junho/2015 (R$)
Junho/13 a Junho/15 10.618,56 1,141247169 12.118,40
Junho/14 a Junho/15 15.927,84 1,067063317 16.996,01
Total (R$) 29.114,42
III.11 Cálculo da Receita Anual Permitida do ciclo 2015-2016
62. A Receita Anual Permitida – RAP, para o período de 1º julho de 2015 a 30 de junho de 2016, encontra-se detalhada no Processo nº 48500.000313/2015-48. 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 2016.
Fl. 14 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
63. 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 Compartilhadas por Distribuidoras).
64. Ressalta-se que para o cálculo das tarifas foram consideradas informações constantes no Sistema de Gestão da Transmissão – SIGET em 16 de junho de 2015.
65. A arrecadação dos recursos para pagamento às concessionárias de transmissão no ciclo 2015-2016 será realizada pelos usuários da Rede Básica: centrais de geração, concessionárias ou permissionárias de distribuição, autoprodutores, unidades consumidoras e importadores/exportadores de energia elétrica que acessam o sistema de transmissão.
III.11.1 Da RAP a ser arrecadada por TUST-RB
66. Para o cálculo da TUST-RB é necessário estabelecer o valor da receita de Rede Básica para o ciclo 2015-2016. Este valor servirá de base para o cálculo da TUST do segmento consumo no ciclo 2015-2016 e como parâmetro inicial para prospecção das RAP do segmento geração.
67. A Tabela 4 e Tabela 5 apresentam os valores e cálculos efetuados para a obtenção da receita de Rede Básica para o ciclo 2015-2016.
Tabela 4: Parâmetros de arrecadação das Receitas Anuais Permitidas (RAP) associados aos contratos de concessão de transmissão do ciclo 2015-2016
Rede Básica Ciclo 2014-2015
(R$) Ciclo 2015-2016
(R$) Variação
%
I - Parcela da RAP referente às instalações de transmissão Licitadas - RBL
5.962.747.771,75 7.020.222.539,92 17,7%
II - Parcela da RAP referente às instalações de transmissão existentes, integrantes da Rede Básica, conforme as Resoluções nº 166 e nº 167, de 2000 - RBSE
2.126.518.402,96 2.406.749.076,83 13,2%
III - Parcela da RAP correspondente às novas instalações autorizadas, integrantes da Rede básica e com receitas estabelecidas por resolução específica após a publicação da Resolução ANEEL nº 167, de 2000 - RBNI
210.708.096,29 361.773.112,58 71,7%
IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias nas instalações de transmissão, conforme REN nº 443, de 2011- RMEL
N/A 8.778.576,03 N/A
V - Interligações Internacionais 320.963.016,58 310.749.641,47 -3,2%
VI - Previsão de receita para novas instalações de transmissão em implantação até 30/06/2016
922.297.518,13 620.138.675,36 -32,8%
VII - Adicional REN 270/07 - Valor adicionado à RAP estabelecido pela ANEEL como incentivo à melhoria da disponibilidade das instalações de transmissão, tendo como referência a receita da Parcela Variável por Indisponibilidade.
5.161,57 24.979,98 384,0%
Fl. 15 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Rede Básica Ciclo 2014-2015
(R$) Ciclo 2015-2016
(R$) Variação
%
VIII - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. 169.099.586,87 -10.633.729,16 -106,3%
IX - PA Apuração 74.817.826,72 -732.903.541,44 -
1079,6%
X - PA PIS/COFINS -965,99 -1.075,02 -11,3%
XI - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 1.064.631,02 22.404.845,47 2004,5%
XII - Previsão de receita a ser utilizada no estabelecimento das tarifas nodais de uso do sistema de transmissão - TUST-RB
9.788.221.045,90 10.007.303.102,02 2,2%
68. A parcela referente ao adicional da REN nº 270, de 2007 (item VII), é o valor estabelecido pela ANEEL acrescido à RAP estabelecido pela ANEEL como incentivo à melhoria da disponibilidade das instalações de transmissão, tendo como referência a receita da Parcela Variável Por Indisponibilidade.
69. A variação de -106,3 % da parcela “Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores” (item VIII) é causada pelo ajuste no ciclo anterior em função do impacto nas transmissoras devido à obrigatoriedade do repasse de encargos setoriais (CCC, CDE e Proinfa) à Eletrobrás.
70. A PA Apuração (item IX) compensa déficits ou superávits de arrecadação que ocorrem no âmbito da apuração realizada pelo ONS. Para o ciclo 2015-2016, observa-se que houve superávit de arrecadação referente ao ciclo 2014-2015, ou seja, as transmissoras receberam acima do valor de RAP previsto, devendo este valor ser abatido no ciclo seguinte das receitas provisionadas.
71. A variação de 1.079,6 % é explicada majoritariamente pela não realização de obras de transmissão previstas (aprox. 380 milhões), bem como excesso de arrecadação do segmento geração (aprox. 160 milhões) no ciclo 2014-2015. O primeiro fator leva a uma arrecadação a maior para as transmissoras em operação, dado que não são realizados pagamentos às transmissoras que atrasam as obras. No segundo fator, a arrecadação de recursos fica majorada uma vez que houve entrada de mais geração que o previsto. Outros fatores como a arrecadação de Parcela Variável (aprox. 100 milhões) e arrecadação adicional pela entrada de novos usuários no sistema ao longo do ciclo (aprox. 10 milhões) contribuem para aumentar este valor.
72. A parcela de ajuste referente à PA PIS/Cofins compensa as diferenças de receitas do período tarifário anterior referente à diferença entre as alíquotas regulatórias vigentes do PIS/Pasep e da Cofins e a utilizada no cálculo da receita nas resoluções autorizativas.
73. Observa-se assim, aumento do valor de receita a ser provisionada para a Rede Básica de 2,2% em relação ao ciclo 2014-2015.
74. 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.
Fl. 16 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
75. A SFF informou5 que o orçamento total do ONS previsto para o ciclo 2015-2016 é de R$ 597.302.000,00.
76. A Tabela 5 detalha os recursos adicionais provisionados para o ciclo 2015-2016.
Tabela 5: Despesas e Recursos adicionais não classificados como Receitas Anuais Permitidas
Parâmetros Ciclo 2014-2015 (R$) Ciclo 2015-2016 (R$) Variação %
XII - Previsão de receita a ser utilizada no estabelecimento das tarifas nodais de uso do sistema de transmissão - TUST-RB
9.788.221.045,90 10.007.303.102,02 2,2%
XIII - Estimativa do orçamento do ONS: 507.782.000,00 597.302.000,00 17,6%
XIV - Passivo Termonorte II -40.397.481,48 - -
XV - Passivo Celtins - Despacho nº 1.730/2013 -8.350.371,11 - -
XVI - Passivo UTE ERB Candeias - 29.114,42 -
XVII - Previsão de total de arrecadação no ciclo 2014-2015 a ser utilizada no estabelecimento das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUSTRB
10.247.255.193,31 10.604.634.216,44 3,5%
77. O valor previsto para arrecadação do ciclo 2015-2016, R$ 10.604.634.216,44, será utilizado como parâmetro inicial de cálculo da RAP prospectiva para os geradores.
78. 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 resultado final é influenciado pelo:
i. repasse para o segmento consumo das diferenças oriundas das tarifas estabilizadas das centrais de geração, de acordo com a REN nº 267, de 2007, e a REN nº 559, de 2013;
ii. repasse para o segmento consumo da correção de déficits de arrecadação de centrais geradoras que entram ao longo do ciclo (EUST Parcial);
iii. repasse para o segmento consumo a correção de déficits de arrecadação de centrais geradoras que motorizam ao longo do ciclo (MUST Parcial);
iv. repasse para o segmento consumo a correção de déficits de arrecadação de centrais geradoras que possuem desconto de fonte incentivada (TUST Parcial);
v. recuperação de parte da receita pelo encargo arrecadado pelas distribuidoras associado aos componentes tarifários TUSDg-T e TUSDg-ONS, nos termos da REN nº 349, de 2009.
79. A Tabela 6 mostra os valores das parcelas referentes à TUSDg-T e TUSDg-ONS (detalhamento no Anexo VI), utilizadas no cálculo das tarifas das centrais de geração.
5 Memorando 388/2015-SFF/ANEEL, de 05 de junho de 2015.
Fl. 17 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tabela 6: Rateio dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão
PARÂMETROS Ciclo 2015-2016 (R$) Composição %
I - Receita inicial do Segmento Geração (50%) 5.302.317.108,22 50,0%
II - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg ONS -49.545.565,26 -0,5%
III - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg T -37.849.693,84 -0,4%
IV - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007 1.337.194.930,00 12,6%
V - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013 5.164.308,00 0,0%
VI - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013 1.015.837.844,00 9,6% VII - TUST Parcial - Parcela referente ao desconto estabelecido no art. 26 § 1º da Lei nº 9.427 -223.673.670,00 -2,1%
VIII - MUST Parcial - Parcela referente a diferença entre o MUST contratado e o MUST equivalente utilizado para fins de arrecadação -291.751.049,00 -2,8%
IX - EUST Parcial - Parcela referente à arrecadação de centrais de geração com entrada em operação ao longo do ciclo -12.341.362,00 -0,1%
X- TOTAL Segmento Geração: 7.045.352.850,12 67,26%
XI - Receita inicial Segmento Consumo (50%) 5.302.317.108,22 50,0%
XII - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007 -1.337.194.930,00 -12,6%
XIII - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013 -5.164.308,00 0,0%
XIV - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013 -1.015.837.844,00 -9,6% XV - TUST Parcial - Parcela referente ao desconto estabelecido no art. 26 § 1º da Lei nº 9.427 223.673.670,00 2,1%
XVI - MUST Parcial - Parcela referente a diferença entre o MUST máximo contratado para o ciclo tarifário e o MUST equivalente utilizado para fins de arrecadação 291.751.049,00 2,8%
XVII - EUST Parcial- Parcela referente a arrecadação de centrais de geração com entrada em operação ao longo do ciclo 12.341.362,00 0,1%
XVIII - TOTAL Segmento Consumo: 3.471.886.107,22 32,74%
XIX - Previsão de Encargos Geração e Consumo TUST-RB: (X + XVIII) 10.517.238.957,34 99,2% XX - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg ONS 49.545.565,26 0,5%
XXI - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg T 37.849.693,84 0,4%
XXII - Previsão Total de Receitas : [XIX + XX+XXI] 10.604.634.216,44 100%
TUST Parcial
80. O art. 26 Lei nº 9.427, de 1996, dispõe em seu § 1º sobre o desconto aplicado às tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição das centrais de geração, que atendem aos critérios nela estabelecidos.
“Art. 26 § 1o Para o aproveitamento referido no inciso I do caput deste artigo, para os empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a 1.000 (mil) kW e para
Fl. 18 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e co-geração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 30.000 (trinta mil) kW, a ANEEL estipulará percentual de redução não inferior a 50% (cinquenta por cento) a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo na produção e no consumo da energia comercializada pelos aproveitamentos.”
81. Considerando os montantes crescentes de centrais de geração com direito ao referido desconto, torna-se importante prever na arrecadação da receita a parcela de recursos que o segmento consumo passa a arcar, ora denominado TUST Parcial, uma vez que não há previsão de fundo de custeio para esta finalidade, diferentemente do que ocorre com a TUSD, que houve previsão de custeio dos efeitos deste desconto por meio da CDE, conforme disposto no Decreto nº 7.891, de 2013:
“Art. 1º A Conta de Desenvolvimento Energético-CDE, além de suas demais finalidades, custeará os seguintes descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica, nos termos do inciso VII do caput do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002:
I - redução na tarifa de uso do sistema de distribuição incidente na produção e no consumo da energia comercializada por empreendimento enquadrado no §1º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;”
82. No caso das centrais geradoras é possível determinar o percentual de desconto observando o ato de outorga da central geradora ou Resolução Autorizativa específica. No caso, do consumo da energia comercializada que também se beneficia do desconto, a estimativa dos valores não é possível e portanto os montantes concedidos de desconto são considerados na parcela de ajuste do ciclo seguinte.
MUST Parcial
83. De acordo com o disposto no § 4º do art. 2º da REN nº 399, de 2010, a usina deve declarar montantes de uso conforme cronograma contido no respectivo ato de outorga.
“Art. 2º Os CUSTs firmados por centrais de geração, inclusive por produtores independentes ou autoprodutores, quando a potência instalada superar a carga própria, trarão separadamente, além dos montantes de uso contratados, os valores de potência instalada e carga própria, de acordo com o art. 14, §4º da Resolução nº 281/1999.
§ 4º As datas para contratação do uso que constarão dos novos CUSTs firmados por novos usuários de que trata o caput serão aquelas estabelecidas no ato de outorga vigente para assinatura do CUST, sendo que o contrato de uso deverá trazer identificado o ato de outorga originário.”.
84. Desta forma, as usinas que passam por período de motorização até atingir a potência outorgada, contratam MUST que reflitam este processo, ensejando na apuração de encargos de uso que variam ao longo do ciclo de forma crescente.
Fl. 19 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
85. Ocorre que o cálculo tarifário comporta apenas um valor de MUST, dado pela máxima potência injetável a fim de refletir a máxima utilização da rede pelo usuário, conforme disposto no § 4º do art. 14 da Resolução nº 281, de 1999. Desta forma, no processo de cálculo, a arrecadação desta usina fica majorada por um montante que não será utilizado para apurar todos os encargos de uso do ciclo, gerando um déficit de arrecadação.
86. Portanto, faz-se necessário implementar mecanismo que ajuíze o pagamento mais preciso da usina, chamado de MUST Parcial. Neste cálculo adota-se o conceito do MUST equivalente, dado pela razão entre o somatório dos MUST escalonados no ciclo tarifário e os 12 meses do ciclo, que representa a parcela de contribuição da central de geração no rateio da receita a ser arrecadada no ciclo. A receita mensal associada à rubrica MUST Parcial é dada pela multiplicação do resultado da diferença entre o MUST máximo contratado no ciclo e o MUST equivalente pela respectiva TUST.
EUST Parcial
87. As centrais de geração devem contratar o uso do sistema de transmissão conforme as datas estabelecidas na outorga, nos termos do art. 2º, § 4º da REN nº 399/2010, de modo que o início de execução do MUST possa ocorrer em qualquer mês do ciclo tarifário.
88. Contudo, o cálculo tarifário considera as usinas com pagamentos constantes durante o ciclo, num total de 12 meses, ocasionando a majoração dos encargos de uso pelas novas centrais de geração. Desta forma, faz-se necessário implementar mecanismo que determine o real pagamento da usina, desde o início da contratação, denominado de EUST Parcial.
89. Com relação aos mecanismos supracitados, TUST Parcial, MUST Parcial e EUST Parcial, justifica-se suas implementações com a finalidade de evitar a majoração dos encargos de uso por parte do segmento geração, e consequente déficit de receita ao fim do ciclo, assegurando assim, a arrecadação de recursos suficientes para cobertura dos custos dos sistemas de transmissão, conforme preconizado na alínea a, inciso XVIII, do art. 3º da Lei nº 9.427, de 1996.
90. Cumpre destacar que caso esses recursos não sejam provisionados para pagamento no ciclo tarifário, eles serão pagos por meio de Parcela de Ajuste no próximo ciclo. Assim, o provisionamento permite identificar um montante de recurso que, de outra forma, seria considerado uma incerteza até a apuração pelo ONS da Parcela de Ajuste. Portanto, as parcelas MUST Parcial, EUST Parcial e TUST Parcial, não representam custos adicionais, mas sim uma diminuição da incerteza associada ao acréscimo de valores positivos a Parcela de Ajuste.
Evolução da alocação da receita
91. A Figura 1 apresenta o rateio da RAP a ser arrecadada por meio de TUST-RB entre os ciclos 2011-2012 e 2015-2016. Observa-se que nos ciclos de 2011-2012 e 2012-2013 o segmento consumo arcava com montantes superiores aos 50% da receita inicial de partida. A partir da prorrogação das concessões no final de 2012, este patamar foi para 30% até 2013-2014, subindo nos ciclos tarifários 2013-2014 e 2014-2015.
92. Para o ciclo 2015-2016, prevê-se uma redução deste patamar para 32%, motivado principalmente pelo valor da Parcela de Ajuste - PA e pela estabilização tarifária do segmento geração, que é indexada a inflação (IAT) e inerte a PA.
Fl. 20 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
* Revisão extraordinária da TUST
Figura 1 – Rateio da RAP arrecadada via TUST-RB entre segmento consumo e geração
93. A Figura 2 apresenta o perfil do EUST, MUST total e TUST média do segmento consumo entre o ciclo 2012-2013 e 2015-2016, incluindo o efeito das prorrogações das concessões no fim de 2012, e adota-se como referência o ciclo 2012-2013.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2011-2012 2012-2013 2012-2013* 2013-2014 2014-2015 2015-2016
46,50% 47,26%
68,67% 69,66%57,24%
67,26%
53,50% 52,74%
31,33% 30,34%42,76%
32,74%
Rateio TUST-RB
Carga Geração
Fl. 21 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
* Revisão extraordinária da TUST
Figura 2 – Variação do segmento consumo
III.11.2 Da RAP a ser arrecadada por TUST-FR
94. 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 horários de ponta e fora de ponta, conforme art. 10 da REN nº 559, de 2013.
95. 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 art. 29 da REN nº 399, de 2010.
96. 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.
97. A Tabela 7 apresenta os valores para cálculo da TUST-FR, informando os valores totais referentes aos transformadores de fronteira e as DIT de uso compartilhado, já considerando os efeitos econômicos da revisão tarifária das transmissoras.
Tabela 7: Valores para cálculo da TUST-FR para o ciclo 2015-2016
Rede Básica de Fronteira Ciclo 2014-2015 (R$) Ciclo 2015-2016 (R$) Variação %
I - Parcela da receita anual permitida referente às instalações de transmissão Licitadas - RBL 159.438.145,21 210.605.391,77 32,1%
II - Parcela da receita anual permitida referente às instalações de transmissão existentes, integrantes da Rede Básica, conforme as Resoluções nº 166 e nº 167,
374.083.846,95 423.875.348,59 13,3%
100%
33%38%
60%
45%
100% 100% 104% 108% 112%
100%
33% 37%
56%
40%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
2012-2013 2012-2013* 2013-2014 2014-2015 2015-2016
Variação do Segmento Consumo
EUST consumo MUST Consumo TUST média
Fl. 22 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Rede Básica de Fronteira Ciclo 2014-2015 (R$) Ciclo 2015-2016 (R$) Variação %
de 2000 - RBSE
III - Parcela da RAP correspondente às novas instalações autorizadas, integrantes da Rede básica e com receitas estabelecidas por resolução específica após a publicação da Resolução ANEEL nº 167, de 2000 - RBNI
121.295.557,02 164.125.230,08 35,3%
IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias nas instalações de transmissão, conforme REN nº 443, de 2011- RMEL
N/A 1.419.425,07
N/A
V - Previsão de receita para novas instalações de transmissão em implantação até 30/06/2016
117.451.786,17 107.614.027,51 -8,4%
VI - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. -12.254.196,58 -3.939.250,73 67,9%
VII - PA Apuração - PA Apuração -62.572.182,58 -37.106.343,01 40,7%
VIII - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS 0,00 0,00 0,0%
IX - PA REVISÃO - Parcela de ajuste relativa a revisão periódica.
304.771,87 268.916,29 -11,8%
X - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 1.006.493,68 3.382.689,00 236,1%
XI - Previsão de receita de rede básica de fronteira a ser utilizada no estabelecimento das tarifas de uso do sistema de transmissão de fronteira - TUST-FR
698.754.221,74 870.245.434,57 24,5%
DIT Compartilhada Ciclo 2014-2015 (R$) Ciclo 2015-2016 (R$) Variação %
XII - Receita referente às demais instalações de transmissão e às instalações de conexão, incluindo as instalações implantadas conforme Resolução 489/2002, a ser concatenada na data de reajuste tarifário - RCDM
16.509.934,35 24.338.146,36 47,4%
XIII - Receita referente às demais instalações de transmissão e às instalações de conexão, incluindo as instalações implantadas sob a luz da Resolução 489/2002, a ser concatenada na data de reajuste tarifário - RPC
134.281.238,93 152.161.734,15 13,3%
XIV - RPEC
790.569,38 1.559.766,22 97,3%
XV - Parcela da RAP correspondente às melhorias nas instalações de transmissão, conforme REN nº 443, de 2011- RMEL
N/A 440.361,21
N/A
XVI - Previsão de receita para novas instalações de transmissão em implantação até 30/06/2016
12.125.014,03 28.206.193,14 132,6%
XVII - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. -65.822,08 374.886,70 669,5%
XVIII - PA Apuração - PA Apuração -19.287.786,99 -5.042.511,88 73,9%
XIX - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS 0,00 0,00 0,0%
Fl. 23 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Rede Básica de Fronteira Ciclo 2014-2015 (R$) Ciclo 2015-2016 (R$) Variação %
XX - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 366.771,51 1.009.433,75 175,2%
XXI - Previsão de receita de DIT Compartilhada a ser utilizada no estabelecimento das tarifas de uso do sistema na transmissão de fronteira - TUST FR
144.719.919,13 203.048.009,65 40,3%
Total para cálculo da TUST-FR (XI+XXI) 843.474.140,87 1.073.293.444,22 27,2%
98. Verifica-se aumento do valor de previsão para a TUST-FR de 27,2%, sendo 6,706% referentes ao IAT.
III.12 Cálculo da RAP prospectiva para o segmento geração
99. As RAP prospectivas são calculadas a partir da RAP homologada no ciclo tarifário atual. Para estimar o incremento de receita associada à expansão prevista para a Rede Básica no horizonte de cálculo, são adicionadas à RAP inicial: (i) as estimativas de receitas das novas instalações de Rede Básica previstas nos estudos de expansão do sistema de transmissão da EPE; (ii) as receitas estimadas referente à substituição das instalações com vida útil regulatória esgotada.
100. A estimativa de substituição de equipamentos dado o fim de sua vida útil regulatória foi realizada com base nas informações de entrada em operação comercial das instalações sob responsabilidade de concessionárias de transmissão e da vida útil regulatória dessas instalações. Identificou-se que aproximadamente 48% das instalações vinculadas às concessões de transmissão prorrogadas já estão com sua vida útil regulatória esgotada. Até 2022, outros 20% das instalações atingirão o fim de sua vida útil regulatória.
101. Desta forma, foram identificadas as instalações e os ciclos em que o fim da vida útil regulatória é atingido. A partir dessas informações e utilizando o Banco de Preços de Referência ANEEL6 foram estimadas as receitas associadas às substituições que consideram as receitas atuais destes equipamentos.
102. No entanto, a substituição imediata dessas instalações imedia não só é desnecessária, mas também inviável técnica e economicamente. Assim, o adicional de receita associado à substituição de instalações foi distribuído ao longo dos ciclos, iniciando a partir do 2015-2016 e tem impacto médio estimado de R$ 410 milhões por ciclo, a preços de junho de 2015.
103. A REH nº 1.706/2014 estabelece em seu art. 1º os valores devidos ao REIDI a serem aplicados para linhas de transmissão e subestações, conforme transcrição abaixo:
“Art. 1º Estabelecer os valores dos redutores a serem utilizados no estabelecimento do investimento necessário ao cálculo das Receitas Anuais Permitidas – RAP, nas situações a seguir: I – para linhas de transmissão, 91,90%; e II – para subestações, 91,44%.”
6 Aprovado pela REH nº 758/2009
Fl. 24 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
104. As informações de investimentos enviadas pela EPE englobam todas as instalações a serem custeadas por TUST-RB. Desta forma, adota-se o valor médio de 91,67%, calculado a partir do índice referente à linha de transmissão (91,90%) e do índice referente à subestações (91,44%).
105. Os demais parâmetros utilizados para obtenção das RAP prospectivas são:
i) Considerações do PIS/COFINS (0%), da TFSEE (0,4%), P&D (1%), da RGR (0%), O&M (1,81%), do perfil de receitas (degrau ou plano) e do custo ponderado médio do capital – WACC (5,66%);
ii) Taxa de anualização de investimentos, ou seja, a conversão dos investimentos em receita anual, que é a relação entre a receita anual e os investimentos propostos para todos os leilões de transmissão realizados, no valor de 11,54% (Anexo VII);
iii) Receita referente à redução da TUST a ser recuperado pelo segmento geração. (art. 26 § 1º
da Lei nº 9.427, de 1996); e
iv) Consideração do decréscimo de 50% da receita para os contratos de transmissão com perfil degrau.
106. O custo médio ponderado do capital (5,66%) e o percentual de O&M (1,81%) considerados foram obtidos a partir da média desses parâmetros associados ao último leilão de transmissão realizado, nº 07/2014, calculados conforme REN nº 592, de 2013, ponderados pelos respectivos investimentos.
107. As RAP prospectivas a serem utilizadas para estabelecimento das TUST dos geradores em cada ciclo tarifário simulado consideram as previsões de investimentos na Rede Básica até 30 de junho de 2023, fim do período compreendido pelo PDE 2023.
108. Para converter em receita os valores de investimentos previstos pela EPE, utiliza-se a relação RAP/investimento obtida a partir das licitações de transmissão. A relação RAP/investimento é obtida da seguinte forma:
i) comparam-se os parâmetros vigentes de cálculo das RAP dos leilões de transmissão, com os parâmetros utilizados à época de cada certame associado à expansão do sistema de transmissão, a fim de obter os respectivos índices de impacto;
ii) aplicam-se os índices de impacto sobre as receitas definidas nos editais dos certames, para que todos fiquem na mesma referência de cálculo; e
iii) por fim, a relação RAP/investimento é obtida entre a razão do total das receitas de referência e o total dos respectivos investimentos previstos nos editais.
109. Os contratos de concessão de serviços de transmissão com perfil degrau têm redução de RAP em 50% a partir do 16º ano de entrada em operação comercial previsto no contrato de concessão. Isto ocorre para aqueles empreendimentos licitados entre os anos 2000 e 2007, cujo efeito se inicia a partir do ciclo 2016-2017.
Fl. 25 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
110. A redução da TUST de que trata o art. 26 § 1º da Lei nº 9.427 deve ser arcada por todos os
usuários do sistema de transmissão, de forma que os valores previstos da receita associada a esta redução para os geradores existentes e aqueles vencedores de leilões de geração de energia nova que fazem jus ao respectivo desconto são considerados na RAP prospectiva. Considerando os resultados dos leilões, os geradores conhecidos que estão passíveis de aplicação deste desconto tem previsão de entrada em operação até o ciclo 2019-2020.
111. A Tabela 8 apresenta a RAP do ciclo 2015-2016 sem componente financeiro, para prospecção das receitas.
Tabela 8: RAP do ciclo 2015-2016 sem efeitos financeiros.
RAP RB CARGA ciclo
2015-2016 RAP sem componentes
financeiros*
Parâmetros RAP Valores (R$) Valores (R$)
RBSE 2.406.749.076,83 2.406.749.076,83
RBNI 361.773.112,58 361.773.112,58
RBL 7.020.222.539,92 7.020.222.539,92
RMEL 8.778.576,03 8.778.576,03
Total existente 9.797.523.305,36 9.797.523.305,36
RBNIA e RAP licitadas (RAP pro rata tempore)
620.138.675,36 620.138.675,36
Interligações internacionais 310.749.641,47 310.749.641,47
RAP (instalações) 10.728.411.622,19 10.728.411.622,19
Orçamento do ONS 597.302.000,00 597.302.000,00
RAP (instalações + ONS) 11.325.713.622,19 11.325.713.622,19
Parcela de Ajuste -721.108.520,17 -
Passivo UTE Candeias 29.114,42 -
Total 10.604.634.216,44 11.325.713.622,19
* RAP econômica não considera os efeitos financeiros da Parcela de ajuste, e do pagamento de receita fracionado das instalações com operação comercial prevista para o ciclo em questão.
112. A Tabela 9 apresenta a receita utilizada no cálculo da RAP prospectiva.
Pág. 26 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tabela 9: RAP prospectiva para cálculo da TUST dos geradores.
Ciclo Investimentos com base no
PDE 2023
Atualização dez/06 a jun/15
IGP-M
REIDI Médio (R$ x 1000)
Relação RAP Investimento (R$ x 1000)
RAP devido a substituição
de equipamentos
da Rede Básica
RAP devido à substituição
de equipamentos
da Rede Básica
diluída jun/15
RAP devida à redução de
TUST (Art. 26 § 1º da Lei nº
9.427)
Redução de RAP devido
ao perfil degrau
Receita anual prospectiva
Geração jun/2015
(R$ x 1000) 167% 91,67% 11,54% (R$x1000) (R$x1000) (R$x1000) (R$x1000) (R$x1000)
2015-2016 10.604.634,22
2016-2017* 8.897.825,32 14.845.259,39 13.608.649,28 1.570.438,13 2.456.402,15 500.588,09 19.743,44 -205.108,07 13.211.375,21
2017-2018 8.401.072,98 14.016.470,66 12.848.898,66 1.482.762,90 248.982,34 500.588,09 110.840,31 -414.802,40 14.890.764,11
2018-2019 6.150.406,50 10.261.426,42 9.406.649,60 1.085.527,36 250.759,50 500.588,09 27.643,79 -619.075,69 15.885.447,66
2019-2020 4.083.391,18 6.812.788,42 6.245.283,14 720.705,67 191.492,37 500.588,09 806,10 -220.649,01 16.886.898,51
2020-2021 4.935.970,38 8.235.243,78 7.549.247,97 871.183,22 166.322,59 500.588,09 -196.363,86 18.062.305,95
2021-2022 5.674.087,94 9.466.729,71 8.678.151,12 1.001.458,64 91.309,44 500.588,09 -256.817,25 19.307.535,43
2022-2023 4.020.057,43 6.707.121,48 6.148.418,26 709.527,47 98.848,21 500.588,09 -281.975,54 20.235.675,44
* RAP sem componente financeiro a partir do ciclo 2016-2017
Pág. 27 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
III.13 Base de dados
113. A REN nº 559, de 2013, estabelece, dentre outros, o procedimento de cálculo da TUST para as centrais de geração considerando o horizonte do Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica - PDE, a partir da base de dados com a configuração do SIN e os investimentos previstos na expansão da Rede Básica.
114. Os estudos de planejamento do sistema elétrico de curto prazo são realizados pelo ONS. Os Procedimentos de Rede, em seu submódulo 15.2, determinam a disponibilização pelo ONS à ANEEL dos dados e elementos necessários para o cálculo de tarifas de uso de transmissão no horizonte analisado pelo Plano de Ampliações e Reforços - PAR.
115. Já os estudos de planejamento de longo prazo são realizados pela EPE. Conforme descrito no Decreto nº 5.184, de 2004, compete à EPE manter intercâmbio de dados e informações com a ANEEL. Assim, a EPE encaminha os dados para cálculo da TUST até o fim do horizonte do PDE vigente.
116. As datas previstas para a entrada em operação de novas instalações de transmissão outorgadas são informadas pelos agentes por meio do aplicativo SIGET da ANEEL. Destaca-se que essas informações possuem caráter dinâmico, em razão das peculiaridades apresentadas por cada empreendimento (licenciamento ambiental, licitação, atrasos na entrega de equipamentos, etc.). Dessa forma, essas informações são obtidas com a melhor previsão disponível quando da instrução processual.
III.13.1 Análise de contribuições da Audiência Pública nº 023/2015
117. Para o ciclo 2015-2016, foi instaurada a Audiência Pública - AP nº 23/2015, que teve o objetivo de receber contribuições para o aprimoramento da base de dados a ser utilizada no cálculo das TUST e TUSD-g.
118. Além das contribuições recebidas na referida AP, deve-se considerar as atualizações de informações do aplicativo SIGET, resultado do processo de reajuste das RAP, bem como de outros critérios definidos nesta nota técnica.
119. Para as informações de longo prazo, a EPE informa as estimativas de implementações de novas instalações associadas à expansão do sistema. Desta forma, estão sendo utilizadas as informações da EPE encaminhadas para o Leilão de Energia nº 11/2015 (3º LER).
120. Para a base de dados de cálculo da TUST foram recebidas contribuições da ABRACE7 para as quais são feitas as ponderações abaixo:
a) Escopo da Audiência Pública: A ABRACE entende que a Audiência Pública prévia ao cálculo tarifário deveria contemplar, além da base de dados, uma estimativa da RAP do ciclo, do IAT, Tarifas prévias e descrição das usinas e linhas previstas para o ciclo.
Resposta: A Audiência Pública tem por objetivo aprimorar a base de dados, de modo que tenha maior exatidão quando do cálculo tarifário. Entende-se que as incertezas associadas a uma estimativa prévia da tarifa podem gerar expectativas que não se concretizarão no cálculo
7 Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres
Pág. 28 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
do ciclo tarifário. Isso porque quando a Audiência é aberta os dados do SIGET não estão completos, os índices econômicos não estão disponíveis, as parcelas financeiras não foram apuradas pelo ONS, o ONS não concluiu a análise dos montantes de uso contratados, não foram mapeados todos os geradores que entrarão no ciclo tarifário, a ANEEL não analisou a proposta orçamentária do ONS e os passivos pleiteados pelos usuários contratantes do sistema de transmissão não foram analisados pela ANEEL;
b) Base de dados: A ABRACE questiona o fato da ANEEL utilizar para construção da base de dados o Plano de Ampliações e Reforços – PAR, os dados do SIGET, o PDE e as informações da fiscalização da ANEEL sobre as usinas que entrarão em operação, pois estas fontes de dados não necessariamente convergem nas informações.
Resposta: As informações utilizadas pela ANEEL levam em consideração a sua finalidade, o horizonte de abrangência e seu grau de precisão. O aplicativo SIGET é utilizado para a previsão das instalações de transmissão no horizonte de um ciclo tarifário. O PAR atualiza os dados de rede no horizonte de 4 ciclos tarifários (curto prazo), sendo (i) o primeiro utilizado no cálculo das TUST de carga e geração, e (ii) os outros três somente para cálculo das tarifas dos geradores. O PDE atualiza os dados de rede no horizonte de até 10 ciclos tarifários (longo prazo), sendo utilizados somente no cálculo das tarifas dos geradores. Os CUST celebrados são utilizados para compor os usuários pagantes do sistema no ciclo tarifário de interesse. O Relatório de Fiscalização da SFG8 é utilizado para modelagem dos geradores em casos específicos (alínea d.ii do item III.13.5), para horizonte de um ciclo tarifário. A composição de todas as fontes de informação pretende alcançar a melhor estimativa de receitas das transmissoras, de pagamentos dos usuários e de configuração da rede, de forma a minimizar os ajustes financeiros no ciclo tarifário posterior. Ressalta-se que desvios de estimativa sempre vão compor a parcela de ajuste do ciclo tarifário seguinte.
Nos exemplos assinalados pela ABRACE informamos: i) A linha Anastácio – Corumbá 2 230 kV, já constava do SIGET no ciclo tarifário 2014-2015, conforme Nota Técnica nº 178/2014-SRT/ANEEL que subsidiou a REH nº 1.756/2014, do ciclo 2014-2015; ii) A linha de transmissão Figueira – Ponta Grossa Norte 230 kV faz parte da RBSE e, portanto, já se encontra em operação comercial e consta no SIGET e na base de dados do ciclo 2014-2015, iii) A UHE Colíder não foi incluída na base de dados do ciclo 2014-2015, pois não tinha CUST celebrado, primeiro critério para constar na base (para mais informações sobre critérios de modelagem dos geradores ver item III.13.5) ; iv) a UTE Maranhão foi modelada no ciclo 2014-2015 pois tinha CUST celebrado e disponibilidade de rede para injetar potência, condições suficientes para pagamento dos respectivos encargos, independente do estágio das obras de implantação da usina. Ressalta-se, novamente, que desvios de estimativa vão compor a parcela de ajuste do ciclo tarifário seguinte.
A Nota técnica que subsidia o processo tarifário apresenta a fonte de todas as informações utilizadas. Nos exemplos dos pontos iii e iv acima, o item 203 da Nota Técnica nº 183/2015-SRT/ANEEL referente ao ciclo tarifário 2014-2015 traz as informações questionadas pela ABRACE.
8 SFG – Superintendência de Fiscalização da Geração
Pág. 29 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Por oportuno, registra-se que o nome do arquivo de extensão .USI não influencia em sua utilização junto ao Programa Nodal, conforme relatado pela ABRACE.
c) Incertezas sobre a entrada de geradores:
Resposta: A inclusão de geradores na base de dados do ciclo tarifário é feita conforme os respectivos CUST, previsão de disponibilização das instalações de transmissão conforme SIGET e relatório da SFG mais atualizado. Os critérios de modelagem das cargas (item III.13.4) e dos geradores (item III.13.5) visam incluir no rateio da RAP, os potenciais pagantes do sistema de transmissão, a fim de minimizar a Parcela de Ajuste - PA do ciclo tarifário seguinte e garantir a arrecadação dos recursos suficientes para o pagamento do sistema de transmissão. Quando há insuficiência de pagamentos, no ciclo seguinte há uma PA positiva que deve ser arcada pelos consumidores e geradores com previsão de cálculo da TUST. Em caso de sobre-pagamentos, no ciclo seguinte há uma PA negativa a ser aplicada à RAP prevista em benefício dos consumidores e dos geradores com previsão de cálculo da TUST. Os geradores com tarifa estabilizada não se sujeitam ao risco ou benefício da PA.
III.13.2 Tratamento das instalações de corrente contínua
121. O Programa Nodal utilizado para o cálculo tarifário não trata especificamente das instalações de corrente contínua. O fluxo de potência utilizado pelo Programa Nodal para encontrar as relatividades entre as TUST tem por origem um despacho pré-definido dos geradores, de forma proporcional à potência contratada por submercados.
122. Ocorre que os fluxos de potência em instalações de corrente contínua são determinados pelo Operador do sistema. Caso se estabeleçam os fluxos nas instalações de corrente contínua, fica calculado o custo arrecadado na instalação em questão. Assim, o nível da TUST dos empreendimentos com sensibilidade positiva e negativa em relação àquela instalação passa a ser afetada pelo critério de determinação do fluxo de potência na instalação.
123. Sendo assim, para o cálculo da TUST, as instalações de corrente contínua foram modeladas como circuitos de corrente alternada equivalentes, em termos de parâmetros elétricos, a fim de que o fluxo nos elementos seja resultado da convergência do fluxo de potência, como nas demais instalações modeladas.
124. Para o caso da energia proveniente das usinas de Santo Antônio e Jirau, há que se considerar que o escoamento ocorre por meio de dois bipolos de corrente contínua ± 600 kV e de dois sistemas de conversoras back-to-back 500/230 kV. De forma a evitar que a modelagem leve a fluxo de potência somente pelo elo de corrente contínua, as usinas foram modeladas de modo a escoar a potência de forma proporcional à capacidade dos equipamentos (bipolos e back-to-back). Assim, 90% da capacidade total de geração utilizam os bipólos de corrente contínua, enquanto os restantes 10% da capacidade de geração utilizam as conversoras back-to-back.
III.13.3 Tratamento dos custos de reposição das instalações
125. Os custos de reposição das instalações de transmissão utilizados na base de dados desde 1999, conforme Anexo 3 da Nota Técnica nº 003/1999-SRT/ANEEL, de 24/11/1999, são estimados usando
Pág. 30 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
custos padronizados (médios) para cada tipo de instalação, em função de suas características básicas, tais como comprimento das linhas de transmissão, níveis de tensão das linhas e transformadores e potência nominal dos transformadores, a preços de dezembro de 1997.
126. Como forma de aprimoramento do procedimento de cálculo da TUST, foi proposta na Audiência Pública nº 040/2013, que subsidiou a aprovação da REN nº 559/2013, a atualização dos custos de reposição para a utilização dos valores de custos-padrão do Banco de Preços de Referência ANEEL, homologado pela Resolução Homologatória nº 758, de 06 de janeiro de 2009. A REH nº 1.555, de 2013 aprovou a primeira aplicação dos novos valores para o ciclo 2013-2014.
127. O processo de atualização prevê ainda aprimoramento no tratamento dado aos módulos de infraestrutura geral e as compensações de potência reativa. Esses valores foram integrados aos custos de reposição das instalações associadas. O detalhamento encontra-se na Nota Técnica nº 092/2013-SRT/ANEEL disponibilizada na citada Audiência Pública.
III.13.4 Representação das cargas que acessam à Rede Básica
Critério Gerais
128. A representação das cargas na base de dados do ciclo tarifário 2015-2016 considera as premissas elencadas abaixo:
Representação da carga das distribuidoras com a média dos MUST efetivamente contratados para os anos 2015 e 2016. Para os CUST que apresentem mais de um valor de MUST em seus anexos, o MUST representado é aquele aderente à rede elétrica em operação comercial em junho de 2015, agregadas as instalações previstas para entrarem em operação comercial até junho de 2016; e Representação da carga de unidades consumidoras com acesso à Rede Básica com a média dos MUST efetivamente contratados para os anos 2015 e 2016 em caráter permanente. Para contratação de CUST em outras modalidades, o consumidor é representado com valor da carga igual a 0,1 MW, quando a barra a qual esta unidade consumidora se conecta não tenha outra carga permanente. Caso a barra já possua carga permanente, ela é representada com valor de carga igual a zero. Os pontos de importação/exportação são representados da mesma forma.
Distribuidoras CEA e AmE
129. No ciclo 2013-2014, as distribuidoras Companhia Energética do Amapá - CEA e Amazonas Distribuidora de Energia – AmE, ainda não haviam celebrados seus respectivos CUST, de forma que a consideração deste mercado de MUST no cálculo da TUST dos demais usuários poderia afetar a arrecadação dos recursos necessários para cobertura dos custos de transmissão, como determina a Lei nº 9.427, de 1996. Como alternativa, foram modelados os MUST previstos no Parecer de Acesso das distribuidoras e realizados
Pág. 31 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
um cálculo em separado para obtenção das TUST para os pontos de conexão que deveria ser contratados pela CEA e AmE.
130. No decorrer do ciclo 2013-2014, a AmE celebrou o CUST nº 069/2013, em 25 de junho de 2013, e a CEA celebrou o CUST nº 087/2013, em 10 de outubro de 2013.
131. Em 19 de novembro de 2013, o Despacho ANEEL nº 3.886 apresentou nos itens (i) e (ii):
“(i) a Amazonas Energia – AmE e a Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA
deverão celebrar os Contratos de Uso dos Sistemas de Transmissão – CUST e os
Contratos de Conexão da Transmissão – CCT, vinculando os pagamentos à data de
disponibilização pelas concessionárias de transmissão das instalações que
interligarão, respectivamente, Manaus e Macapá ao Sistema Interligado Nacional
– SIN; (ii) a AmE e a CEA terão os encargos dos CUST e CCT devidos a partir da
data estabelecida nos respectivos contratos e somente serão considerados no
cálculo da tarifa do consumidor final da concessionária de distribuição a partir da
respectiva prestação do serviço, sem efeitos retroativos;” (grifo nosso)
132. Desta forma, os CUST da AmE e da CEA devem vincular os pagamentos à data de disponibilização pelas concessionárias de transmissão das instalações que interligaram, respectivamente, Manaus e Macapá ao SIN.
133. Por meio do Ofício nº 118/2014-SRT/ANEEL, de 06/05/2014, a SRT informou ao ONS que, conforme disposto na carta ONS – 0286/100/2014, de 6 de março de 2014, a entrada em operação comercial das instalações que completaram a interligação de Manaus ao SIN, ocorreu em 3 de julho de 2013, sendo devido os encargos de uso da AmE a partir desta data.
134. Informou ainda que a entrada em operação comercial das instalações que completaram a interligação de Macapá ao SIN, conforme Carta ONS – 0197/100/2014, de 12 de fevereiro de 2014, e Carta ONS – 0238/100/2014, de 19 de fevereiro de 2014, ocorreu em 22 de janeiro de 2014. Portanto, conforme estabelecido no inciso (i) do Despacho nº 3.886, de 2013, essa data deve ser utilizada no CUST celebrado pela CEA para início do pagamento do respectivo encargo.
135. Com base nisto, as distribuidoras CEA e Amazonas foram modeladas na base de dados de cálculo da TUST do ciclo 2015-2016 de forma integrada ao Sistema Interligado Nacional, participando, assim, do rateio da RAP.
Pontos de fronteira com a Rede Básica
136. 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.
137. Para os pontos de contratação de fronteira foram encontrados pontos em que há um descasamento entre a data de previsão de disponibilidade das instalações e a data de contratação do MUST.
Pág. 32 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
138. Para o ciclo 2014-2015, os seguintes pontos de conexão de Rede Básica de fronteira deverão ser cobrados diretamente por meio de encargos, conforme Art.29 da REN 399, de 2010: Jauru 138 kV, Juba 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 48500.000313/2015-48, que contempla o reajuste de receitas das transmissoras.
139. Os pontos de conexão Sinop e Ji-Paraná, todos em 13,8 kV, têm MUST iguais a zero, porém estão associados ao grupo de fronteira dos pontos de conexão de Sinop 138 kV, Ji-Paraná 69 kV e Rio Branco 69 kV, de forma que a TUST-FR é calculada com base nos MUST desses pontos.
140. O ponto de conexão Itutinga 138 kV teve parcela de ajuste maior que o valor de RAP associado ao ponto no ciclo 2014-2015, de forma que a TUST-FR é nula.
141. 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.13.5 Representação das centrais de geração que acessam à Rede Básica
142. Para auxiliar na análise da modelagem das centrais de geração na base de dados foram utilizados os CUST celebrados pelas centrais de geração, o “Relatório de acompanhamento da expansão da oferta de energia elétrica – versão maio de 2015” da SFG e as informações de disponibilização das instalações de transmissão conforme SIGET da ANEEL, em junho de 2015.
143. Com o intuito de garantir os recursos necessários para cobertura dos custos do sistema de transmissão, essa análise consiste em estimar os pagantes do sistema de transmissão, bem como a sua parcela de contribuição na arrecadação da receita prevista para o ciclo 2015-2016.
144. As centrais de geração com acesso à Rede Básica com ou sem CUST, que obtiveram suas outorgas até o fim do ciclo 2014-2015, não vencedora ou não participante de leilão de energia nova e que não possuem TUST publicadas, terão o estabelecimento da TUST por 10 ciclos tarifários, conforme art. 5º da REN 559, de 2013, de modo que a modelagem dessas centrais de geração será feita a partir do ciclo previsto na outorga para sua entrada em operação comercial. As usinas com previsão no ciclo 2015-2016 serão modeladas a partir deste ciclo caso tenham CUST celebrado, caso contrário somente a partir do ciclo 2016-2017 a fim de não influenciar no rateio da RAP do ciclo 2015-2016. A Tabela 10 apresenta as centrais de geração identificadas nesta condição.
Tabela 10. Centrais de geração com TUST calculada conforme art. 5º da REN nº 559, de 2013.
Centrais de Geração Ato de Outorga
CUST Ciclo de partida para modelagem na base de dados Tipo Nome Tipo Número
Ciclo previsto para entrada em operação
EOL ALCACUZ REA 5118/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL AMESCLA REA 5099/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL ANGELIM REA 5092/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL ANISIO TEIXEIRA REA 5094/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
Pág. 33 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Centrais de Geração Ato de Outorga
CUST Ciclo de partida para modelagem na base de dados Tipo Nome Tipo Número
Ciclo previsto para entrada em operação
EOL BARBATIMAO REA 5093/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL BOTUQUARA REA 5101/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL CABECA DE FRADE REA 5090/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL CACIMBAS 1 REA 5040/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL CALIANDRA REA 5119/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL CANJOAO REA 5086/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL CANSANCAO REA 5120/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL CARRANCUDO REA 5089/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL CONQUISTA REA 5102/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL COXILHA ALTA REA 5170/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL EMBIRUCU REA 5121/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL FACHEIO REA 5098/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL ICO REA 5122/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL IMBURANA DE CABAO REA 5123/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL IMBURANA-MACHO REA 5085/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL IPE AMARELO REA 5097/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL JATAI REA 5081/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL JEQUITIBA REA 5100/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL JUAZEIRO REA 5088/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL JUREMA PRETA REA 5124/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL LENCOIS REA 5171/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL MACAMBIRA REA 5083/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL MARINEIRO REA 5125/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL OURO VERDE REA 5023/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL PAU D AGUA REA 5126/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL PUTUMUJU REA 5127/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL SABIU REA 5084/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL SABOEIRO REA 5128/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL SANTA MONICA REA 4592/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL SANTA MONICA I REA 5022/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL SANTA URSULA REA 4591/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL SANTA VERIDIANA REA 4750/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL SANTA VERONICA REA 4751/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL SANTO AMARO DO PIAUI REA 4756/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL SANTO ANASTACIO REA 4755/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL SAO BASILIO REA 4754/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017
Pág. 34 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Centrais de Geração Ato de Outorga
CUST Ciclo de partida para modelagem na base de dados Tipo Nome Tipo Número
Ciclo previsto para entrada em operação
EOL SAO DOMINGOS REA 5074/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL SAO FELIX REA 4753/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL SAO MOISES REA 4752/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL SERIDO IV REA 4846/2014 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL TAMBORIL REA 5095/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL TINGUI REA 5082/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017
EOL UMBUZEIRO REA 5091/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL UNHA D ANTA REA 5096/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL VELLOZIA REA 5087/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017
EOL VENTOS DE SAO MARTINHO
REA
4572/2014 e
5130/2015 2016-2017
NÃO 2016-2017
EOL CAMPO DOS VENTOS I REA 3967/2013 2015-2016 SIM 2015-2016
EOL CAMPO DOS VENTOS III REA 3968/2013 2015-2016 SIM 2015-2016
EOL CAMPO DOS VENTOS V REA 3969/2013 2015-2016 SIM 2015-2016
UTE CSP REA 4330/2013 2015-2016 SIM 2015-2016
UHE TRES IRMAOS Cont. Conc. 003/2004 - SIM 2015-2016
145. As demais centrais de geração que não possuem CUST ou não tem previsão de início de operação no ciclo 2015-2016, mas possuem TUST estabelecida, terão suas tarifas publicadas com valores atualizados a preços de junho de 2015, mas não serão representadas na base de dados do ciclo 2015-2016, de modo a não influenciar no rateio da RAP. Caso alguma usina que esteja nesta condição celebre o contrato ou antecipe sua entrada e inicie os pagamentos durante o ciclo 2015-2016, estes valores serão considerados como quantias adicionais a serem compensadas na Parcela de Ajuste do ciclo seguinte.
146. As centrais de geração com CUST celebrado e previsão de início de operação no ciclo 2015-2016 têm as seguintes condições:
a) Sistema de transmissão disponível: central de geração modelada na base de dados;
b) Sistema de transmissão com previsão de entrada em operação durante o ciclo 2015-2016: adotada a data mais distante do início do ciclo entre a prevista no SIGET e no CUST para modelagem da central de geração;
c) Sistema de transmissão não esteja disponível até o fim do ciclo 2015-2016: modeladas na base de dados as centrais de geração com comercialização de energia no ACR e Despacho da SFG que as declara aptas a entrar em operação comercial, uma vez que estas centrais de geração fazem jus à percepção da receita pela energia vendida e consequentemente devem realizar os pagamentos associados aos CUST. A Tabela 11 apresenta a lista das centrais de geração nesta condição;
Pág. 35 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tabela 11. Centrais de geração aptas a entrar em operação comercial com venda de energia no ACR.
Centrais de Geração Ato de Reconhecimento de Apta
Tipo Nome Tipo Número
EOL CALANGO 1 DSP 3313/2013
EOL CALANGO 2 DSP 3314/2013
EOL CALANGO 3 DSP 3315/2013
EOL CALANGO 4 DSP 3316/2013
EOL CALANGO 5 DSP 3317/2013
EOL PRIMAVERA DSP 588/2014
EOL SAO JUDAS DSP 1164/2014
EOL CRISTAL DSP 1404/2014
EOL MALHADINHA I DSP 289/2015
EOL LANCHINHA DSP 514/2015
EOL PELADO DSP 513/2015
UHE Teles Pires DSP 1.764/2015
d) centrais de geração com motorização:
i. 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. Cumpre destacar que para fins de cálculo das tarifas dos geradores utiliza-se a máxima potência injetável pela usina em sua fase completa de motorização;
ii. Para as centrais de geração com direito previsto no Edital de Licitação da usina, de início de pagamento dos encargos relativos ao uso do sistema de transmissão somente a partir da data da efetiva entrada em operação comercial de cada unidade geradora, será utilizado o menor MUST equivalente calculado considerando a motorização das unidades geradoras e os dados do CUST e do Relatório de Fiscalização da SFG (junho de 2015), de forma a obter a melhor previsão de arrecadação, conforme Tabela 12. As centrais de geração nesta condição estão listadas na Tabela 13, a qual mostra que a utilização do MUST equivalente minimiza o risco de déficit de arrecadação de R$ 291,75 milhões, a preços de junho de 2015, e consequentemente a parcela de ajuste do ciclo tarifário seguinte;
Tabela 12. Cálculo dos MUST Equivalentes do ciclo 2015-2016.
Mês do ciclo 2015-2016
Centrais de Geração com motorização
UHE SANTO ANTONIO UHE JIRAU
CUST 039/2012 Rel. Fiscalização - SFG (Junho/2015)
CUST 054/2012 Rel. Fiscalização - SFG (Junho/2015)
MUST (MW) MUST (MW) MUST (MW) MUST (MW)
Pág. 36 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
jul/15 2.852,01 2.286,21 2.061,00 2.501,80
ago/15 2.932,63 2.286,21 2.280,20 2.576,10
set/15 3.005,18 2.286,21 2.501,80 2.724,60
out/15 3.077,74 2.286,21 2.576,10 2.724,60
nov/15 3.150,30 2.355,10 2.650,40 2.797,80
dez/15 3.150,30 2.424,00 2.797,80 2.797,80
jan/16 3.150,30 2.492,89 2.871,00 2.944,20
fev/16 3.150,30 2.634,34 2.944,20 3.017,30
mar/16 3.150,30 2.706,90 2.944,20 3.090,40
abr/16 3.150,30 2.852,01 2.944,20 3.163,50
mai/16 3.150,30 2.932,63 3.236,60 3.236,60
jun/16 3.150,30 3.077,74 3.455,70 3.309,70
MUST Equivalente
3.089,16 2.551,70 2.771,93 2.907,03
Critério Modelar o menor MUST equivalente obtido entre o previsto no CUST e no Relatório SFG.
Tabela 13. MUST utilizados na modelagem da base de dados 2015-2016.
Central de Geração MUSTMÁX Contratado1 (MW) MUST Equivalente (MW)
Diferença
MW Milhões R$ x
ano (Jun/2015)
UHE Santo Antônio 3.150,30 2.551,70 598,60 147,48
UHE Jirau 3.455,702 2.771,93 683,77 144,27
Total 6.606,00 5.323,64 1.282,36 291,75
1 – MUST máximo contratado para motorização até o fim do ciclo tarifário 15-16.
2 – MUST contratado conforme postergação de cronograma de 535 dias proferida na Ação Sob o Rito Ordinário nº 1042671.2013.4.01.4100/RO.
iii. Para o caso da UHE Jirau, considerou-se os efeitos da Ação Sob o Rito Ordinário nº 1042671.2013.4.01.4100/RO, que por meio da qual o Juízo da 5ª Vara Federal Ambiental e Agrária da Seção Judiciária de Rondônia julgou procedente o pedido formulado pela ESBR e determinou à ANEEL a rever o cronograma das obras da UHE Jirau para adequá-lo aos 535 dias de atraso (constatado no laudo pericial), decorrentes dos eventos de força maior/caso fortuito e de atos do Poder Público;
e) centrais de geração com nova outorga: A UHE Três Irmãos teve sua TUST estabelecidas no ciclo 2013-2014 pela REH nº 1.555, de 2013, conforme inciso II do art. 6º da REN nº 559, de 2013, válida por 10 ciclos tarifários até o fim do ciclo 2022-2023 ou até outorga de nova concessão. A partir da nova outorga oriunda do Leilão 2/2014-ANEEL, a TUST deve ser estabelecida conforme caput do art. 6º da REN nº 559, de 2013, o que será feito neste ciclo tarifário. O Contrato de Concessão nº 03/2014 ainda estabelece em sua Subcláusula sétima que “A atualização dos valores dos Encargos de Conexão e Uso do sistema decorrentes dos Processos Tarifários das Concessionárias de Serviço Público de Transmissão ou das distribuidoras acessadas pela Concessionária só será aplicável a partir do reajuste da RAG”;
Pág. 37 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
f) centrais de geração não prorrogadas: tiveram suas TUST estabelecidas no ciclo 2013-2014 pela REH nº 1.555, de 2013, conforme inciso II do art. 6º da REN nº 559, de 2013, válidas por 10 ciclos tarifários até o fim do ciclo 2022-2023 ou até que sejam outorgadas novas concessões. A partir da nova outorga, a TUST será estabelecida conforme caput do art. 6º da REN nº 559, de 2013. As centrais de geração nesta condição estão listadas na Tabela 14;
Tabela 14. Centrais de geração com acesso à Rede Básica que não optaram pela prorrogação das outorgas conforme Lei nº 12.783, de 2013.
Tipo Centrais de Geração
UHE JAGUARA
UHE SAO SIMAO
UHE GOV. PARIGOT SOUZA
UHE ILHA SOLTEIRA
UHE JUPIA - RB
UHE TRES MARIAS
UHE VOLTA GRANDE
g) Centrais de geração com CUST Temporário: a central de geração será modelada com 0,1 MW, uma vez que o encargo é devido apenas nos dias de uso na contratação temporária. Atualmente as centrais de geração que possuem CUST temporário são UTE Pilar e UTE Uruguaiana;
h) UHE Pimental/Belo Monte: O ONS informou que não está fazendo cobrança do CUST da UHE Belo Monte por força do Ofício 0405/2015-SCT/ANEEL, de 20 de maio de 2015, SIC 48526.001301/2015-00, que solicita ao ONS “que se abstenha de exigir da Norte Energia S.A. o pagamento da Tarifa pelo Uso do Sistema de Transmissão - TUST, relativa ao montante de energia não fornecida pela UHE Belo Monte, até o término definitivo do Processo Administrativo nos termos do Parecer de Força Executória n°00245/2015/PF/ANEEL/PGF/AGU referente ao Mandado de Segurança n°100192861.2015.4.01.3400”. Desta forma, a referida usina não foi modelada na base de dados, mas terão suas TUST publicadas; e
i) O ONS encaminhou os fax n. 0013 a 0019/240/2015 solicitando as TUST-RB na modalidade consumo para o ciclo 2014-2015 aplicáveis aos geradores EOL Ventos de Santa Joana IX, X, XI, XII, XIII, XIV e XV, uma vez que não constam na REH nº 1.758/2014. A REH nº 1.571/2013 estabelece que a TUST de cada central geradora terá vigência a partir da publicação da Resolução Homologatória até o fim da sua outorga. Dessa forma, os valores atualizados da TUST dessas centrais geradoras publicados para o ciclo 2015-2016 devem ser utilizados para cobrança dos encargos do ciclo 2014-2015.
III.14 Cálculo da TUST do ciclo 2015-2016
147. A versão 5.2 do Programa Nodal apresenta aprimoramentos de forma a permitir o cálculo da TUST conforme REN nº 559, de 2013. Maiores detalhamentos sobre seu funcionamento podem ser encontrados no Manual do Programa Nodal, versão 5.2.
Pág. 38 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
148. Para o cálculo da TUST do ciclo 2015-2016, devem ser seguidas as seguintes etapas:
a) Carregar os arquivos .DC, que representam a rede modelada até o fim do horizonte;
b) Informar as receitas para o segmento geração conforme Tabela 9;
c) Informar os dados para o cálculo da TUSDg-T:
Tabela 15. Dados para cálculo da TUSDg-T
Entrada de Dados do Programa Nodal
RAP-RB (R$X1000) 10.604.634,22
ONS - orçamento (R$X1000) 597.302,00
IGP-M (%) 4,109747%
d) Calcular tarifa para os segmentos geração e consumo.
149. Os valores de TUST-RB e TUST-FR são apresentados nos Anexos I, II, III e V.
IV – DO FUNDAMENTO LEGAL 150. A Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996.
151. A Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013.
152. A Resolução ANEEL n° 281, de 1° de outubro de 1999.
153. A Resolução Normativa nº 349, de 13 de janeiro de 2009.
154. A Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004.
155. A Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007.
156. A Resolução Normativa nº 349, de 15 de janeiro de 2009.
157. A Resolução Normativa nº 399, de 13 de abril de 2010.
158. A Resolução Normativa nº 442, de 26 de julho de 2011.
159. A Resolução normativa nº 559, de 27 de junho de 2013.
V – DA CONCLUSÃO
160. Diante do exposto nesta Nota Técnica, concluímos:
Pág. 39 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
a) Por propor as TUST dos geradores, consumidores e distribuidoras, conforme especificado nos Anexos I, II e V desta nota técnica, conforme REN nº 559, de 2013, para vigorarem entre 1º de julho de 2015 e 30 de junho de 2016;
b) 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 R$ 2.085,77/MW (Dois mil, e oitenta e cinco reais e setenta e sete centavos por megawatt);
c) Por propor o valor da TUST encargos referente à Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, conforme Anexo II-A;
d) Por propor o valor da TUSTIMP/EXP importação/exportação e da Tarifa de Uso das Interligações Internacionais – TUII, conforme especificado nos Anexos III e III-A;
e) Por propor o valor da TUSTTEMP para contratação em caráter temporário, conforme especificado no Anexo IV;
f) Por propor os encargos devidos pelas distribuidoras às transmissoras em função da REN nº 349, de 2009, de acordo com Anexo VI;
g) Por propor a base de dados de cálculo da TUST, conforme especificado nesta Nota Técnica; e
h) Revogar a REH nº 1.684, de 2014, e determinar ao ONS que considere o montante de R$ 29.114,42 (Vinte e nove mil, cento e quatorze reais e quarenta e dois centavos) como crédito nas apurações mensais futuras do ciclo 2015-2016 da UTE ERB Candeias.
Pág. 40 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
VI – DA RECOMENDAÇÃO 161. Recomendamos a publicação de Resolução Homologatória estabelecendo as tarifas e encargos de transmissão de energia elétrica conforme Anexos I, II, II-A, III, III-A, IV, V e VI desta Nota Técnica, e a tarifa de transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional.
ANDRÉ MEISTER
Especialista em Regulação
DENIS PEREZ JANNUZZI Especialista em Regulação
De acordo:
DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Gestão Tarifária
Pág. 41 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
ANEXO I - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS ÀS CENTRAIS DE GERAÇÃO CONECTADAS À REDE BÁSICA
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL CAMPO DOS VENTOS I 031072-7 4,495
EOL CAMPO DOS VENTOS III 031071-9 4,495
EOL CAMPO DOS VENTOS V 031069-7 4,495
EOL CACIMBAS 1 032011-0 4,133
EOL OURO VERDE 032012-9 4,133
EOL SANTA MONICA I 032013-7 4,133
EOL SANTA MONICA 031427-7 4,485
EOL SANTA URSULA 031425-0 4,485
EOL SANTA VERIDIANA 031685-7 4,770
EOL SANTA VERONICA 031686-5 4,770
EOL SANTO AMARO DO PIAUI 031691-1 4,770
EOL SANTO ANASTACIO 031690-3 4,770
EOL SAO BASILIO 031689-0 4,770
EOL SAO FELIX 031688-1 4,770
EOL SAO MOISES 031687-3 4,770
EOL SERIDO IV 031798-5 4,483
EOL VENTOS DE SAO MARTINHO 031412-9 4,485
EOL SAO DOMINGOS 032215-6 4,485
EOL CONQUISTA 032099-4 4,494
EOL BOTUQUARA 032094-3 4,494
EOL JEQUITIBA 032105-2 4,494
EOL AMESCLA 032090-0 4,494
EOL FACHEIO 032101-0 4,494
EOL IPE AMARELO 032103-6 4,494
EOL UNHA D'ANTA 032112-5 4,494
EOL TAMBORIL 032109-5 4,494
EOL ANISIO TEIXEIRA 032092-7 4,494
EOL BARBATIMAO 032093-5 4,494
EOL ANGELIM 032091-9 4,494
EOL UMBUZEIRO 032111-7 4,494
EOL CABECA DE FRADE 032095-1 4,494
EOL CARRANCUDO 032097-8 4,494
EOL JUAZEIRO 032106-0 4,494
EOL VELLOZIA 032113-3 4,494
EOL CANJOAO 032096-0 4,494
EOL IMBURANA MACHO 032102-8 4,494
EOL SABIU 032108-7 4,494
Pág. 42 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL MACAMBIRA 032107-9 4,494
EOL TINGUI 032110-9 4,494
EOL JATAI 032104-4 4,494
EOL SABOEIRO 032248-2 4,494
EOL PUTUMUJU 032247-4 4,494
EOL PAU D'AGUA 032246-6 4,494
EOL MARINEIRO 032245-8 4,494
EOL JUREMA PRETA 032244-0 4,494
EOL IMBURANA DE CABAO 032243-1 4,494
EOL ICO 032242-3 4,494
EOL EMBIRUCU 032241-5 4,494
EOL CANSANCAO 032240-7 4,494
EOL CALIANDRA 032239-3 4,494
EOL ALCACUZ 032238-5 4,494
EOL LENCOIS 032268-7 4,494
EOL COXILHA ALTA 032100-1 4,494
EOL ACARI (RIACHAO I) 030870-6 5,706
EOL ALBUQUERQUE (RIACHAO II) 030871-4 5,706
EOL ALEGRIA I(NEW ENERGY) 028444-0 5,389
EOL ALEGRIA II(NEW ENERGY) 028443-2 5,389
EOL ANEMOI (RIACHAO IV) 030874-9 5,706
EOL APELIOTES(RIACHAO VI) 030872-2 5,706
EOL ARENA (RIACHAO VII) 030873-0 5,706
EOL ASA BRANCA I 030505-7 6,168
EOL ASA BRANCA V 030507-3 5,335
EOL ASA BRANCA VII 030513-8 5,335
EOL B.VENTOS(VENTOS) 028887-0 5,572
EOL CAETITE 1 030976-1 4,788
EOL CALANGO 1 030511-1 5,166
EOL CALANGO 2 030519-7 5,166
EOL CALANGO 3 030545-6 5,166
EOL CALANGO 4 030537-5 5,166
EOL CALANGO 5 030552-9 5,166
EOL CAMPO DOS VENTOS II 030500-6 5,335
EOL CANOA QUEBRADA(VENTOS) 028788-1 5,572
EOL DOS INDIOS 2 030734-3 4,471
EOL DOS INDIOS 3 030894-3 4,871
EOL DOS INDIOS(V.DO SUL) 028864-0 4,389
EOL EMBUACA 030336-4 5,245
Pág. 43 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL ENACEL(VENTOS) 028770-9 5,572
EOL EURUS IV 030509-0 5,913
EOL FAROL 030502-2 5,335
EOL FLEIXEIRAS I 030670-3 5,245
EOL GUAJIRU 030663-0 5,245
EOL ICARAIZINHO 028699-0 5,873
EOL ILHA GRANDE (EOLOS) 030691-6 5,873
EOL MORRAO 030506-5 5,499
EOL MUNDAU 030656-8 4,873
EOL OSORIO(V.DO SUL) 028810-1 4,389
EOL PALMAS (B. DO CORREGO) 030697-5 4,683
EOL PRAIA DO MORGADO 028440-8 5,476
EOL PRAIA FORMOSA 028631-1 5,422
EOL RIBEIRAO (EOLOS) 030695-9 5,873
EOL SANGRADOURO(V.DO SUL) 028811-0 4,389
EOL SANTA EDWIGES (BRITE) 031270-3 5,187
EOL SAO BENTO DO NORTE 030536-7 5,335
EOL SERIDO I 031220-7 5,109
EOL SERRA DE SANTANA I 030625-8 5,765
EOL SERRA DE SANTANA II 030609-6 5,765
EOL SERRA DE SANTANA III 030615-0 5,765
EOL TRAIRI 030662-2 5,245
EOL U.VENTOS 1(POTIGUAR) 030562-6 5,689
EOL U.VENTOS 10(P.NORDESTE) 030571-5 5,689
EOL U.VENTOS 2(T.DE PEDRAS) 030563-4 5,689
EOL U.VENTOS 3(P.V.LESTE) 030564-2 5,689
EOL U.VENTOS 4(T.S.MIGUEL) 030565-0 5,689
EOL U.VENTOS 5(M.DOS VENTOS) 030566-9 5,689
EOL U.VENTOS 6(C.DA ILHA) 030567-7 5,689
EOL U.VENTOS 7(C.POTIGUAR) 030568-5 5,689
EOL U.VENTOS 8(E.DOS VENTOS) 030569-3 5,689
EOL U.VENTOS 9(I.DOS VENTOS) 030570-7 5,689
EOL V. DE SANTA FATIMA 031273-8 5,187
EOL V. DE SANTA REGINA 031276-2 5,187
EOL V. DE SANTO ADRIANO (COLIBRI 031271-1 5,187
EOL V. DE SANTO ALBANO 031272-0 5,187
EOL V. DE SAO BENEDITO 031373-4 5,942
EOL VOLTA DO RIO(ELETROWIND) 028441-6 5,476
EOL ALVORADA 030320-8 6,029
Pág. 44 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL ARARAS 030278-3 7,477
EOL BELA VISTA (AREIA BRANCA) 030340-2 10,580
EOL BURITI 030279-1 7,477
EOL CAJUCOCO 030294-5 7,477
EOL CANDIBA 030316-0 6,029
EOL CERRO CHATO I 030348-8 5,554
EOL CERRO CHATO II 030349-6 5,554
EOL CERRO CHATO III 030350-0 5,554
EOL COLONIA 030295-3 7,581
EOL COQUEIROS 030282-1 7,477
EOL EURUS VI 030351-8 9,820
EOL FAISA I 030352-6 7,581
EOL FAISA II 030331-3 7,581
EOL FAISA III 030332-1 7,581
EOL FAISA IV 030329-1 7,581
EOL FAISA V 030309-7 7,581
EOL GARCAS 030280-5 7,477
EOL GUANAMBI 030328-3 6,029
EOL GUIRAPA 030342-9 6,029
EOL ICARAI I 030372-0 7,477
EOL ICARAI II 030356-9 7,477
EOL IGAPORA 030321-6 6,029
EOL ILHEUS 030315-1 6,029
EOL LAGOA SECA 030291-0 7,477
EOL LICINIO DE ALMEIDA 030317-8 6,029
EOL MACAUBAS 030283-0 5,292
EOL MAR E TERRA 030389-5 10,580
EOL MIASSABA III 030339-9 11,703
EOL MORRO DOS VENTOS I 030301-1 9,208
EOL MORRO DOS VENTOS III 030310-0 9,208
EOL MORRO DOS VENTOS IV 030311-9 9,208
EOL MORRO DOS VENTOS IX 030302-0 9,208
EOL MORRO DOS VENTOS VI 030300-3 9,208
EOL N.S.DA CONCEICAO 030318-6 6,029
EOL NOVO HORIZONTE 030305-4 5,292
EOL OSORIO 2 (V.LITORAL) 030286-4 3,308
EOL PAJEU DO VENTO 030319-4 6,029
EOL PINDAI 030324-0 6,029
EOL PLANALTINA 030322-4 6,029
Pág. 45 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL PORTO SEGURO 030323-2 6,029
EOL REI DOS VENTOS 1 030416-6 11,703
EOL REI DOS VENTOS 3 030417-4 11,703
EOL RIO VERDE 030341-0 6,029
EOL SANGRADOURO 2(V.LAGOA) 030381-0 3,308
EOL SANGRADOURO 3(V.LAGOA) 030330-5 3,308
EOL SANTA CLARA I 030292-9 9,820
EOL SANTA CLARA II 030308-9 9,820
EOL SANTA CLARA III 030293-7 9,820
EOL SANTA CLARA IV 030307-0 9,820
EOL SANTA CLARA V 030378-0 9,820
EOL SANTA CLARA VI 030304-6 9,820
EOL SEABRA 030306-2 5,292
EOL SERRA DO SALTO 030314-3 6,029
EOL TAIBA AGUIA 028857-8 7,581
EOL TAIBA ANDORINHA 030373-9 7,581
EOL VENTOS DO OESTE 030347-0 7,477
EOL EURUS I 030503-0 6,796
EOL EURUS II 030499-9 6,796
EOL EURUS III 030504-9 6,796
EOL CRISTAL 030727-0 4,841
EOL PRIMAVERA 030726-2 4,841
EOL SAO JUDAS 030725-4 4,841
EOL RENASCENCA V 030497-2 6,796
EOL DA PRATA 030490-5 4,984
EOL DOS ARACAS 030495-6 3,543
EOL SERAIMA 030546-4 4,999
EOL TANQUE 030544-8 4,989
EOL VENTOS DO NORDESTE 030476-0 3,498
EOL ARATUA 3 030470-0 6,292
EOL ASA BRANCA II 030547-2 6,796
EOL ASA BRANCA III 030548-0 6,796
EOL ASA BRANCA IV 030498-0 6,796
EOL ASA BRANCA VI 030520-0 6,796
EOL ASA BRANCA VIII 030508-1 6,796
EOL PEDRA BRANCA 030443-3 5,823
EOL SAO PEDRO DO LAGO 030456-5 5,823
EOL SETE GAMELEIRAS 030455-7 5,823
EOL COSTA BRANCA 030672-0 6,514
Pág. 46 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL CASA NOVA 5,993
EOL ATLANTICA I 030457-3 3,781
EOL ATLANTICA II 030462-0 3,781
EOL ATLANTICA IV 030461-1 3,781
EOL ATLANTICA V 030480-8 3,781
EOL DREEN BOA VISTA 030512-0 3,781
EOL DREEN OLHO DAGUA 030549-9 5,806
EOL OSORIO 3 (V.LITORAL) 030449-2 3,771
EOL CAETITE 2 030437-9 5,599
EOL CAETITE 3 030448-4 5,599
EOL JUREMAS 030660-6 6,507
EOL MACACOS 030661-4 6,514
EOL V.MORRO DO CHAPEU 030582-0 5,072
EOL PONTAL 2B 030460-3 3,404
EOL V.DO PARAZINHO 030596-0 5,072
EOL PEDRA PRETA 030671-1 6,514
EOL RENASCENCA I 030515-4 6,796
EOL RENASCENCA II 030516-2 6,796
EOL RENASCENCA III 030527-8 6,796
EOL RENASCENCA IV 030551-0 6,796
EOL V.DE SAO MIGUEL 030514-6 6,796
EOL VENTO FORMOSO 030595-2 5,072
EOL V.DE TIANGUA 030585-5 5,072
EOL V.DE TIANGUA NORTE 030584-7 5,072
EOL IBIRAPUITA I 030750-5 8,029
EOL CERRO CHATO IV 030784-0 7,917
EOL CERRO CHATO V 030786-6 7,929
EOL CERRO CHATO VI 030756-4 8,029
EOL CATAVENTOS PARACURU I 030777-7 6,092
EOL EMILIANA 030807-2 6,950
EOL JOANA 030801-3 6,947
EOL MODELO I 030787-4 7,498
EOL MODELO II 030788-2 7,485
EOL PAU FERRO 030805-6 5,977
EOL PEDRA DO GERONIMO 030806-4 5,977
EOL TACAICO 030789-0 5,971
EOL CHUI I 030767-0 6,163
EOL CHUI II 030790-4 6,158
EOL CHUI IV 030754-8 6,158
Pág. 47 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL CHUI V 030760-2 6,181
EOL SANTO ANTONIO DE PADUA 030916-8 6,087
EOL SAO CRISTOVAO 030912-5 6,092
EOL SAO JORGE 030911-7 6,090
EOL MINUANO I 030844-7 6,158
EOL MINUANO II 030791-2 6,163
EOL AMETISTA 030779-3 6,954
EOL BORGO 030837-4 6,932
EOL CAETITE 030792-0 6,954
EOL DOURADOS 030778-5 6,954
EOL ESPIGAO 030803-0 6,910
EOL MARON 030768-8 6,954
EOL PELOURINHO 030793-9 6,938
EOL PILOES 030776-9 6,954
EOL SERRA DO ESPINHACO 030802-1 6,929
EOL CERRO DO TRINDADE 030762-9 7,906
EOL VERACE I 030745-9 6,151
EOL VERACE II 030742-4 6,151
EOL VERACE III 030746-7 6,169
EOL VERACE IV 030741-6 6,181
EOL VERACE V 030829-3 6,181
EOL VERACE VI 030740-8 6,146
EOL VERACE VII 030747-5 6,181
EOL VERACE VIII 030755-6 6,169
EOL VERACE IX 030748-3 6,181
EOL VERACE X 030749-1 6,174
EOL ANGICAL 030732-7 3,595
EOL CAITITU 030739-4 3,617
EOL COQUEIRINHO 030738-6 3,624
EOL CORRUPIAO 030752-1 3,624
EOL INHAMBU 030751-3 3,638
EOL TAMANDUA MIRIM 030753-0 3,631
EOL TEIU 030731-9 3,603
EOL CAICARA 2 030858-7 4,690
EOL CAICARA DO NORTE 1 030859-5 4,690
EOL LANCHINHA 030860-9 4,688
EOL PELADO 030856-0 4,677
EOL VENTOS DE SANTO URIEL 030828-5 6,547
EOL FAMOSA I 030878-1 6,943
Pág. 48 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL PAU BRASIL 030809-9 6,926
EOL ROSADA 031125-1 6,961
EOL SAO PAULO 030815-3 6,932
EOL MALHADINHA I 030841-2 8,845
EOL MIASSABA IV 030429-8 4,690
EOL SANTA HELENA 030834-0 6,556
EOL SM 030864-1 6,556
EOL VENTOS DE SANTA ROSA 030783-1 8,872
EOL VENTOS DE SANTO INACIO 030808-0 8,872
EOL VENTOS DE SAO GERALDO 030785-8 8,872
EOL VENTOS DE SAO SEBASTIAO 030839-0 8,872
EOL CARCARA I 030832-3 6,959
EOL CARNAUBAS 030831-5 7,494
EOL REDUTO 030843-9 7,271
EOL SANTO CRISTO 030849-8 7,498
EOL SAO JOAO 028559-5 7,498
EOL VENTOS DA ANDORINHA 030944-3 8,016
EOL MARCO DOS VENTOS 1 030713-0 5,748
EOL MARCO DOS VENTOS 2 030714-9 5,748
EOL CATAVENTOS EMBUACA 030899-4 6,300
EOL BAIXA DO FEIJAO I 030932-0 6,875
EOL BAIXA DO FEIJAO II 030933-8 6,875
EOL BAIXA DO FEIJAO III 030934-6 6,875
EOL BAIXA DO FEIJAO IV 030931-1 6,875
EOL FORCA 1 030877-3 4,841
EOL FORCA 2 030883-8 4,854
EOL FORCA 3 030908-7 4,841
EOL VENTOS CAMPO FORMOSO I 030943-5 8,016
EOL VENTOS CAMPO FORMOSO II 031010-7 8,016
EOL MACAMBIRA I 031025-5 5,990
EOL MACAMBIRA II 031026-3 5,984
EOL CABECO PRETO III 031015-8 6,875
EOL CABECO PRETO V 030876-5 6,875
EOL CABECO PRETO VI 030900-1 6,867
EOL GOIABEIRA 030920-6 6,811
EOL VENTOS DO HORIZONTE 030925-7 6,786
EOL JANDAIA 030929-0 6,865
EOL SAO JANUARIO 030921-4 6,811
EOL UBATUBA 030918-4 6,779
Pág. 49 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL JANDAIA I 030907-9 6,811
EOL VENTOS DE MORRINHOS 030945-1 8,016
EOL NOSSA SENHORA DE FATIMA 030930-3 6,865
EOL PONTAL 3B 030901-0 4,852
EOL PITOMBEIRA 030926-5 6,854
EOL SANTA CATARINA 030924-9 6,796
EOL SAO CLEMENTE 030927-3 6,811
EOL VENTOS DO SERTAO 030946-0 8,016
EOL CAICARA I 030895-1 6,969
EOL CAICARA II 030915-0 6,940
EOL CARCARA II 030897-8 6,445
EOL JUNCO I 030902-8 6,969
EOL JUNCO II 030914-1 6,969
EOL TERRAL 030898-6 6,445
EOL MORRO DOS VENTOS II 030889-7 6,875
EOL VENTOS DO NORTE 1 030703-3 5,076
EOL VENTOS DO NORTE 2 030704-1 5,076
EOL VENTOS DO NORTE 3 030705-0 5,076
EOL VENTOS DO NORTE 4 030706-8 5,076
EOL VENTOS DO NORTE 5 030707-6 5,076
EOL VENTOS DO NORTE 6 030708-4 5,076
EOL VENTOS DO NORTE 7 030709-2 5,076
EOL DOIS RIACHOS 031121-9 11,253
EOL GRANJA VARGAS 1 031129-4 4,879
EOL SAO SALVADOR 031120-0 7,615
EOL ASSURUA II 031343-2 6,758
EOL ASSURUA V 031341-6 6,731
EOL ASSURUA VII 031356-4 6,705
EOL CAETITE A 031344-0 4,436
EOL CAETITE B 031342-4 4,436
EOL BARAUNAS I 031335-1 5,406
EOL ESPERANCA 031355-6 8,883
EOL DAMASCENA 031338-6 8,883
EOL MANICOBA 031337-8 8,883
EOL ACAUA 031433-1 4,584
EOL ANGICAL 2 031435-8 4,586
EOL ARAPAPA 031434-0 4,583
EOL CAITITU 2 031432-3 4,586
EOL CAITITU 3 031459-5 4,586
Pág. 50 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL CARCARA 031447-1 4,583
EOL CORRUPIAO 3 031458-7 4,586
EOL TEIU 2 031431-5 4,586
EOL BOM JESUS 031464-1 4,148
EOL CACHOEIRA 031463-3 4,147
EOL PITIMBU 031415-3 4,148
EOL SAO CAETANO 031466-8 4,151
EOL SAO CAETANO I 031465-0 4,148
EOL SAO GALVAO 031423-4 4,150
EOL CARNAUBA I 031626-1 4,793
EOL CARNAUBA II 031631-8 4,792
EOL CARNAUBA III 031632-6 4,790
EOL CARNAUBA V 031630-0 4,794
EOL CERVANTES I 031634-2 4,790
EOL CERVANTES II 031633-4 4,788
EOL PUNAU I 031629-6 4,794
EOL MUSSAMBE 031352-1 5,406
EOL MORRO BRANCO I 031336-0 5,406
EOL CABO VERDE 4 031516-8 3,914
EOL CABO VERDE 5 031515-0 3,893
EOL GRANJA VARGAS 2 031522-2 3,896
EOL GRANJA VARGAS 3 031521-4 3,893
EOL ABIL 031402-1 4,594
EOL ACACIA 031418-8 4,388
EOL ANGICO 031404-8 4,386
EOL FOLHA DE SERRA 031407-2 4,591
EOL JABUTICABA 031405-6 4,582
EOL JACARANDA DO CERRADO 031408-0 4,591
EOL TABOQUINHA 031406-4 4,390
EOL TABUA 031403-0 4,587
EOL VAQUETA 031424-2 4,594
EOL VENTOS DE SANTA BRIGIDA I 031365-3 4,274
EOL VENTOS DE SANTA BRIGIDA II 031363-7 4,280
EOL VENTOS DE SANTA BRIGIDA III 031354-8 4,280
EOL VENTOS DE SANTA BRIGIDA IV 031370-0 4,280
EOL VENTOS DE SANTA BRIGIDA V 031346-7 4,280
EOL VENTOS DE SANTA BRIGIDA VI 031353-0 4,280
EOL VENTOS DE SANTA BRIGIDA VII 031422-6 4,280
EOL VENTOS DE SANTA JOANA II 031361-0 4,450
Pág. 51 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL VENTOS DE SANTA JOANA IX 031417-0 3,130
EOL VENTOS DE SANTA JOANA VI 031367-0 4,450
EOL VENTOS DE SANTA JOANA VIII 031366-1 4,450
EOL VENTOS DE SANTA JOANA X 031393-9 3,130
EOL VENTOS DE SANTA JOANA XI 031388-2 3,130
EOL VENTOS DE SANTA JOANA XII 031414-5 3,130
EOL VENTOS DE SANTA JOANA XIII 031394-7 3,130
EOL VENTOS DE SANTA JOANA XIV 031368-8 4,450
EOL VENTOS DE SANTA JOANA XV 031416-1 3,130
EOL VENTOS DE SANTA JOANA XVI 031392-0 3,130
EOL VENTOS DE SANTO ONOFRE I 031364-5 4,450
EOL VENTOS DE SANTO ONOFRE II 031362-9 4,450
EOL VENTOS DE SANTO ONOFRE III 031886-8 4,450
EOL CAPAO DO INGLES 031510-9 5,274
EOL CAETITE C 031523-0 4,467
EOL CHUI 09 031517-6 5,454
EOL COXILHA SECA 031487-0 5,352
EOL SERRA DAS VACAS I 031537-0 4,263
EOL SERRA DAS VACAS II 031540-0 4,263
EOL SERRA DAS VACAS III 031560-5 4,263
EOL SERRA DAS VACAS IV 031574-5 4,263
EOL CURUPIRA 031535-4 5,246
EOL PONTAL 2A 031509-5 3,895
EOL FAZENDA VERA CRUZ 031536-2 5,245
EOL GALPOES 031477-3 5,266
EOL COQUEIRINHO 2 031518-4 4,578
EOL PAPAGAIO 031511-7 4,576
EOL ITAREMA I 031485-4 5,004
EOL ITAREMA II 031483-8 5,008
EOL ITAREMA III 031484-6 4,976
EOL ITAREMA V 031482-0 5,000
EOL VENTOS DE GUARAS I 031563-0 7,063
EOL POVO NOVO 031562-1 5,236
EOL VENTOS DE SANTA JOANA I 031581-8 4,427
EOL VENTOS DE SANTA JOANA III 031580-0 4,427
EOL VENTOS DE SANTA JOANA IV 031520-6 4,427
EOL VENTOS DE SANTA JOANA V 031538-9 4,427
EOL VENTOS DE SANTA JOANA VII 031597-4 4,427
EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO III 031662-8 4,427
Pág. 52 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO IV 031603-2 4,427
EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO V 031661-0 4,427
EOL VERACE 24 031561-3 5,455
EOL VERACE 25 031541-9 5,447
EOL VERACE 26 031559-1 5,452
EOL VERACE 27 031600-8 5,453
EOL VERACE 28 031578-8 5,451
EOL VERACE 29 031557-5 5,454
EOL VERACE 30 031602-4 5,454
EOL VERACE 31 031558-3 5,448
EOL VERACE 34 031601-6 5,452
EOL VERACE 35 031539-7 5,451
EOL VERACE 36 031610-5 5,456
EOL ARARA AZUL 032014-5 5,300
EOL BENTEVI 031999-6 5,294
EOL OURO VERDE I 031998-8 5,300
EOL OURO VERDE II 032000-5 5,301
EOL OURO VERDE III 032001-3 5,299
EOL AURA MANGUEIRA IV 031700-4 4,720
EOL AURA MANGUEIRA VI 031696-2 4,722
EOL AURA MANGUEIRA XI 031719-5 4,717
EOL AURA MANGUEIRA XII 031653-9 4,719
EOL AURA MANGUEIRA XIII 031646-6 4,718
EOL AURA MANGUEIRA XV 031647-4 4,719
EOL AURA MANGUEIRA XVII 031705-5 4,718
EOL AURA MIRIM IV 031663-6 4,718
EOL AURA MIRIM VI 031701-2 4,716
EOL AURA MIRIM VIII 031699-7 4,716
EOL BANDA DE COURO 031607-5 5,056
EOL BARAUNAS II 031667-9 5,048
EOL BONS VENTOS CACIMBAS 2 031644-0 4,520
EOL BONS VENTOS CACIMBAS 3 031627-0 4,509
EOL BONS VENTOS CACIMBAS 4 031621-0 4,503
EOL BONS VENTOS CACIMBAS 5 031579-6 4,518
EOL BONS VENTOS CACIMBAS 7 031611-3 4,511
EOL ITAGUACU DA BAHIA 031775-6 5,018
EOL VENTOS DE SANTA LUIZA 031794-2 5,018
EOL VENTOS DE SANTA MADALENA 031773-0 5,018
EOL VENTOS DE SANTA MARCELLA 031797-7 5,018
Pág. 53 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL VENTOS DE SANTA VERA 031774-8 5,018
EOL VENTOS DE SANTO ANTONIO 031800-0 5,018
EOL VENTOS DE SAO BENTO 031772-1 5,018
EOL VENTOS DE SAO CIRILO 031833-7 5,018
EOL VENTOS DE SAO JOAO 031799-3 5,018
EOL VENTOS DE SAO RAFAEL 031803-5 5,018
EOL ASSURUA I 031615-6 5,019
EOL ASSURUA VI 031604-0 5,019
EOL CAPOEIRAS I 031650-4 5,016
EOL CAPOEIRAS II 031628-8 5,019
EOL CURRAL DE PEDRAS III 031609-1 5,019
EOL CURRAL DE PEDRAS IV 031577-0 5,011
EOL AROEIRA 031801-9 5,301
EOL JERICO 031802-7 5,301
EOL UMBUZEIROS 031826-4 5,301
EOL CASA NOVA II 031519-2 4,843
EOL CASA NOVA III 031524-9 4,840
EOL PEDRA CHEIROSA 031736-5 4,418
EOL PEDRA CHEIROSA II 031698-9 4,417
EOL UMBURANAS 1 031738-1 5,052
EOL UMBURANAS 10 031742-0 5,047
EOL UMBURANAS 11 031744-6 5,041
EOL UMBURANAS 12 031751-9 5,049
EOL UMBURANAS 13 031752-7 5,045
EOL UMBURANAS 14 031753-5 5,051
EOL UMBURANAS 15 031754-3 5,045
EOL UMBURANAS 16 031755-1 5,052
EOL UMBURANAS 18 031756-0 5,034
EOL UMBURANAS 2 031740-3 5,052
EOL UMBURANAS 3 031741-1 5,045
EOL UMBURANAS 4 031725-0 5,045
EOL UMBURANAS 5 031737-3 5,045
EOL UMBURANAS 6 031796-9 5,048
EOL UMBURANAS 7 031831-0 5,050
EOL UMBURANAS 8 031832-9 5,050
EOL UMBURANAS 9 031743-8 5,044
EOL AVENTURA I 031887-6 5,675
EOL CABECO VERMELHO 031651-2 5,301
EOL CABECO VERMELHO II 031665-2 5,297
Pág. 54 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL TAMANDUA MIRIM 2 031606-7 5,003
EOL CATANDUBA I 031605-9 5,301
EOL CATANDUBA II 031608-3 5,301
EOL TESTA BRANCA I 031666-0 4,526
EOL SANTA ROSA 031829-9 5,215
EOL UIRAPURU 031830-2 5,233
EOL VENTOS DE ANGELIM 032015-3 5,225
EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO I 031746-2 4,672
EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO II 031747-0 4,673
EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO VI 031766-7 4,673
EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO VII 031749-7 4,672
EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO VIII 031767-5 4,672
EOL VENTOS DE SANTO ESTEVAO I 031761-6 4,673
EOL VENTOS DE SANTO ESTEVAO II 031762-4 4,673
EOL VENTOS DE SANTO ESTEVAO III 031763-2 4,673
EOL VENTOS DE SANTO ESTEVAO V 031764-0 4,673
EOL SERRA DO MEL I 031664-4 4,818
EOL SERRA DO MEL II 031841-8 4,818
EOL SERRA DO MEL III 032040-4 4,818
EOL UNIAO DOS VENTOS 15 031642-3 5,680
EOL UNIAO DOS VENTOS 16 031652-0 5,680
EOL VENTOS DA BAHIA II 031758-6 4,921
EOL VENTOS DA BAHIA VIII 031771-3 4,921
EOL UNIAO DOS VENTOS 12 031645-8 5,677
EOL UNIAO DOS VENTOS 13 031697-0 5,669
EOL UNIAO DOS VENTOS 14 031643-1 5,671
EOL VILA AMAZONAS V 031750-0 4,821
EOL VILA PARA I 031759-4 4,821
EOL VILA PARA II 031757-8 4,821
EOL VILA PARA III 031765-9 4,821
EOL AURA MANGUEIRA VII 031805-1 6,176
EOL AURA MIRIM II 031806-0 6,178
EOL SANTANA I 031810-8 6,271
EOL SANTANA II 031811-6 6,264
EOL CALANGO 6 031812-4 6,271
EOL ITAREMA IV 031813-2 6,861
EOL ITAREMA IX 031814-0 6,883
EOL ITAREMA VI 031815-9 6,868
EOL ITAREMA VII 031816-7 6,861
Pág. 55 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL ITAREMA VIII 031817-5 6,861
EOL AURA LAGOA DO BARRO 01 5,334
EOL AURA LAGOA DO BARRO 02 5,334
EOL AURA LAGOA DO BARRO 03 5,334
EOL AURA LAGOA DO BARRO 04 5,334
EOL AURA LAGOA DO BARRO 05 5,331
EOL AURA LAGOA DO BARRO 06 5,334
EOL AURA LAGOA DO BARRO 07 5,334
EOL AURA QUEIMADA NOVA 03 5,315
EOL LARANJEIRAS III 5,785
EOL LARANJEIRAS IX 5,783
EOL CAMPO LARGO III 5,797
EOL CAMPO LARGO IV 5,797
EOL CAMPO LARGO V 5,797
EOL CAMPO LARGO VI 5,797
EOL CAMPO LARGO VII 5,797
EOL CAMPO LARGO XXI 5,798
EOL UMBURANAS 17 5,795
EOL UMBURANAS 19 5,796
EOL UMBURANAS 21 5,795
EOL UMBURANAS 23 5,791
EOL UMBURANAS 25 5,791
EOL SAO BENTO DO NORTE I 5,161
EOL SAO BENTO DO NORTE II 5,161
EOL SAO BENTO DO NORTE III 5,161
EOL SAO MIGUEL I 5,161
EOL SAO MIGUEL II 5,161
EOL SAO MIGUEL III 5,161
EOL VENTOS DA SANTA DULCE 5,548
EOL VENTOS DA SANTA ESPERANCA 5,548
EOL VENTOS DO SAO MARIO 5,548
EOL VENTOS DO SAO PAULO 5,548
EOL BOA ESPERANCA I 5,114
EOL VENTOS DE SAO VIRGILIO 02 5,348
EOL ASSURUA III 6,136
EOL ASSURUA IV 6,164
EOL CAPOEIRAS III 6,161
EOL CURRAL DE PEDRAS I 6,148
EOL CURRAL DE PEDRAS II 6,164
Pág. 56 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
EOL DIAMANTE II 6,145
EOL DIAMANTE III 6,145
EOL LARANJEIRAS I 6,161
EOL LARANJEIRAS II 6,164
EOL LARANJEIRAS V 6,158
EOL PEDRA RAJADA 4,966
EOL PEDRA RAJADA II 4,966
EOL DREEN CUTIA 030701-7 5,028
EOL DREEN GUAJIRU 030699-1 5,026
EOL ESPERANCA DO NORDESTE 5,032
EOL GE JANGADA 030700-9 5,032
EOL GE MARIA HELENA 030702-5 5,032
EOL PARAISO VENTOS DO NE 5,032
EOL POTIGUAR 028655-9 5,032
EOL DELFINA I 5,498
EOL DELFINA II 5,498
EOL DELFINA V 5,498
EOL SERRA DAS VACAS V 4,712
EOL SERRA DAS VACAS VII 4,712
EOL MULUNGU 5,267
EOL PAU SANTO 5,216
EOL QUINA 5,214
EOL VENTOS DE SANTO ESTEVAO IV 5,272
EOL VENTOS DE SANTO ONOFRE IV 5,272
EOL VENTOS DE SAO VIRGILIO 01 5,272
EOL VENTOS DE SAO VIRGILIO 03 5,270
EOL CRISTALANDIA I 4,376
EOL CRISTALANDIA II 4,376
EOL CRISTALANDIA III 4,376
PCH INDAIA GRANDE (FIGUEIRA) 030078-0 5,837
PCH INDAIAZINHO (GUATAMBU) 030079-9 5,837
PCH PASSO DO MEIO 001999-2 4,400
PCH PEZZI 028988-4 3,983
PCH SERRA DOS CAVALINHOS II 030337-2 3,983
PCH SERRA DOS CAVALINHOS I 5,374
UFV FONTES SOLAR I 032372-1 5,533
UFV FONTES SOLAR II 032373-0 5,533
UFV COREMAS I 4,076
UFV ITUVERAVA 1 5,173
Pág. 57 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
UFV ITUVERAVA 2 5,173
UFV ITUVERAVA 3 5,173
UFV ITUVERAVA 4 5,173
UFV ITUVERAVA 5 5,173
UFV ITUVERAVA 6 5,173
UFV ITUVERAVA 7 5,173
UFV SOLAR CAETITE 1 5,271
UFV SOLAR CAETITE 2 5,271
UFV SOLAR CAETITE 3 5,271
UFV CAETITE I 5,218
UFV CAETITE II 5,218
UFV CAETITE IV 5,218
UFV CAETITE V 5,214
UHE TRES IRMAOS 002873-8 5,196
UHE 14 DE JULHO (CERAN) 000012-4 4,463
UHE AGUA VERMELHA 000041-8 5,241
UHE AIMORES 000042-6 2,934
UHE APOLONIO SALES (MOXOTO) 001510-5 5,532
UHE B.DOS COQUEIROS (GERDAU) 028757-1 5,957
UHE BAGUARI 029453-5 3,100
UHE BALBINA 000190-2 3,257
UHE BARRA GRANDE 027556-5 5,035
UHE BOA ESPERANCA 000267-4 4,089
UHE CACHOEIRA DOURADA - RB 000528-2 6,175
UHE CACU (GERDAU) 028756-3 6,520
UHE CAMPOS NOVOS 027401-1 4,963
UHE CANA BRAVA 000630-0 4,978
UHE CAPIVARA 000657-2 5,168
UHE CASTRO ALVES (CERAN) 000718-8 4,463
UHE CHAVANTES 000764-1 4,557
UHE CORUMBA I 000866-4 4,920
UHE DARDANELOS 029597-3 7,921
UHE DONA FRANCISCA 027012-1 4,793
UHE EMBORCACAO 027115-2 4,710
UHE ESTREITO(L.C.BARRETO) 000917-2 4,589
UHE FOZ DO RIO CLARO 029455-1 6,004
UHE FURNAS 001007-3 4,138
UHE GOV. BENTO MUNHOZ(AREIA) 000984-9 4,822
UHE GOV. PARIGOT SOUZA 001042-1 3,683
Pág. 58 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
UHE GUILMAN AMORIM 001079-0 2,701
UHE HENRY BORDEN - RB 001084-7 3,466
UHE ILHA SOLTEIRA 001120-7 5,390
UHE IRAPE 001146-0 4,290
UHE ITA 001152-5 4,936
UHE ITAIPU 001161-4 4,300
UHE ITAPARICA (SL GONZAGA) 001174-6 5,307
UHE ITAPEBI 001175-4 2,786
UHE ITAUBA 027019-9 4,888
UHE ITIQUIRA(I,II) 027244-2 6,402
UHE ITUMBIARA 001194-0 5,048
UHE JAGUARA 001225-4 4,574
UHE JUPIA - RB 001282-3 5,333
UHE JURUMIRIM (A.A.LAYDNER) 001285-8 3,972
UHE LAJEADO 001304-8 5,124
UHE MACHADINHO 001356-0 4,854
UHE MANSO 001401-0 6,717
UHE MARIMBONDO 001417-6 5,121
UHE MASCARENHAS DE MORAES (PEIXE) 002038-9 4,449
UHE MAUA 029598-1 4,310
UHE MONTE CLARO (CERAN) 027968-4 4,463
UHE NOVA PONTE 001574-1 4,616
UHE PASSO FUNDO 002001-0 5,289
UHE PASSO REAL 002003-6 4,692
UHE PAULO AFONSO I 002012-5 5,622
UHE PAULO AFONSO II 027048-2 5,622
UHE PAULO AFONSO III 027049-0 5,622
UHE PAULO AFONSO IV 027050-4 5,390
UHE PEDRA DO CAVALO 028565-0 3,813
UHE PEIXE ANGICAL 028353-3 4,936
UHE PIRAJU 002077-0 4,309
UHE PONTE DE PEDRA 002103-2 6,402
UHE PORTO ESTRELA 027196-9 2,802
UHE PORTO PRIMAVERA(S.MOTTA) 002127-0 5,573
UHE SA CARVALHO 002563-1 2,017
UHE SALTO 028758-0 6,163
UHE SALTO CAXIAS (G.J.RICHA) 002591-7 5,251
UHE SALTO DO RIO VERDINHO 028760-1 6,132
UHE SALTO OSORIO 002659-0 5,278
Pág. 59 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
UHE SALTO SANTIAGO 002672-7 5,056
UHE SALTO SEGREDO(GOV.N.BRAGA) 002715-4 5,378
UHE SAMUEL 002687-5 9,071
UHE SAO SALVADOR 028567-6 5,616
UHE SAO SIMAO 002704-9 5,249
UHE SERRA DA MESA 002731-6 4,891
UHE SOBRADINHO 002755-3 5,278
UHE TAQUARUCU 002821-5 5,340
UHE TRES MARIAS 027113-6 4,444
UHE TUCURUI 002889-4 5,120
UHE VOLTA GRANDE 003045-7 4,904
UHE XINGO 027053-9 5,359
UHE FOZ DO CHAPECO 028354-1 6,047
UHE ESTREITO 028863-2 7,126
UHE SANTO ANTONIO(RO) 029707-0 20,531
UHE BAIXO IGUACU 030923-0 5,342
UHE JIRAU 029736-4 17,583
UHE PIMENTAL BELO MONTE 030354-2 7,243
UHE BELO MONTE 030354-2 7,072
UHE FERREIRA GOMES 030385-2 6,925
UHE COLIDER 030422-0 10,582
UHE GARIBALDI 030415-8 4,448
UHE SANTO ANTONIO DO JARI 026792-9 5,992
UHE TELES PIRES 030557-0 12,130
UHE SAO ROQUE 030938-9 5,305
UHE CACHOEIRA CALDEIRAO 031186-3 6,214
UHE SINOP 031428-5 7,040
UHE SAO MANOEL 031444-7 4,874
UHE SANTO ANTONIO 230 KV 029707-0 11,650
UTE CSP 031241-0 4,119
UTE AMANDINA 030115-9 5,392
UTE ANGRA I 000100-7 4,056
UTE ANGRA II 000101-5 4,056
UTE ARAUCARIA 027733-9 3,854
UTE BERNECK 029993-6 3,546
UTE CAMACARI 027933-1 4,145
UTE CAMACARI MURICY (ECM) 029554-0 4,247
UTE CAMACARI POLO (AREMBEPE) 029555-8 4,247
UTE CANDIOTA III (CGTEE) 029767-4 5,266
Pág. 60 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
UTE CELSO FURTADO(TERMOBAHIA) 027263-9 4,050
UTE CHARQUEADAS 000760-9 3,576
UTE CMPC 030666-5 4,487
UTE CRISTIANO ROCHA 029499-3 3,203
UTE DO ATLANTICO (CSA) 029587-6 3,757
UTE ELDORADO 029193-5 5,519
UTE EUZEBIO ROCHA (CUBATAO) 028014-3 3,499
UTE FERNANDO GASPARIAN - RB 028191-3 3,743
UTE FORTALEZA 028357-6 4,717
UTE GLOBAL I (CANDEIAS) 029653-8 4,050
UTE GLOBAL II (CANDEIAS) 029639-2 4,050
UTE GOIANIA II (BRENTECH) 029460-8 4,700
UTE J.S.PEREIRA(TERMOACU) 028225-1 5,389
UTE JORGE LACERDA A - RB 001260-2 4,040
UTE JORGE LACERDA B 027093-8 4,040
UTE JORGE LACERDA C 027094-6 4,040
UTE MARANHAO V 030203-1 4,730
UTE MARIO LAGO(TERMOMACAE) 028029-1 3,579
UTE MC2 NOVA VENECIA II 030196-5 4,730
UTE NARDINI - RB 030105-1 6,333
UTE NORTE FLUMINENSE 001544-0 3,579
UTE NOVA OLINDA I (GERANORTE) 029668-6 4,431
UTE PALMEIRAS DE GOIAS 001946-1 5,238
UTE PARNAIBA IV 031193-6 4,736
UTE PAU FERRO I (EPESA) 029561-2 4,512
UTE PILAR 031106-5 4,699
UTE PIRATININGA - RB 002082-6 3,743
UTE PRES.MEDICI A,B 002150-4 5,266
UTE QUIRINOPOLIS (UJS) 029268-0 6,021
UTE SAO JERONIMO - RB 026829-1 4,042
UTE SEPE TIARAJU (CANOAS) 028038-0 4,267
UTE SUZANO 030959-1 4,483
UTE TERMOCEARA 028358-4 4,718
UTE TERMOMANAUS (EPESA) 029562-0 4,512
UTE TERMONORTE II 028033-0 5,990
UTE TERMOPERNAMBUCO 028031-3 4,772
UTE TROPICAL BIOENERGIA II 031769-1 5,697
UTE URUGUAIANA 002913-0 6,121
UTE U-50 030438-7 4,763
Pág. 61 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
UTE VERACEL 029014-9 2,761
UTE PORTO DO ITAQUI 029700-3 4,732
UTE PORTO PECEM I 029720-8 8,518
UTE SUAPE II 029719-4 5,644
UTE CAMPINA GRANDE 000612-2 2,718
UTE TERMONORDESTE(EPASA) 029641-4 3,201
UTE TERMOPARAIBA(EPASA) 029638-4 1,639
UTE TOCANTINOPOLIS (GERANORTE) 029705-4 7,579
UTE VIANA 029664-3 0,503
UTE AGUA EMENDADA 030039-0 7,151
UTE BOA VISTA 029588-4 7,323
UTE ALTO TAQUARI(BRENCO) 030038-1 7,151
UTE COSTA RICA 030037-3 6,927
UTE MORRO VERMELHO(BRENCO) 030040-3 7,151
UTE JATAI (COSAN) 030043-8 7,151
UTE PORTO DAS AGUAS 029999-5 6,927
UTE CACU I 030025-0 7,313
UTE SANTA LUZIA I 030006-3 6,607
UTE MC2 CAMACARI 2 030231-7 3,717
UTE MC2 CAMACARI 3 030200-7 3,717
UTE MC2 GOVERNADOR MANGABEIRA 030235-0 3,828
UTE MC2 SANTO ANTONIO DE JESUS 030234-1 3,515
UTE MC2 SAPEACU 030233-3 3,991
UTE MC2 NOSSA SENHORA DO SOCORRO 030623-1 6,439
UTE MARANHAO IV 030202-3 1,846
UTE MC2 PECEM II 030237-6 6,439
UTE PERNAMBUCO III 030120-5 4,863
UTE PORTO PECEM II 030098-5 6,439
UTE MARANHAO III 030800-5 5,857
UTE BAIXADA FLUMINENSE 030769-6 3,979
UTE IACO 030269-4 6,570
UTE TROPICAL BIOENERGIA 030080-2 5,113
UTE CANTO DO BURITI 031347-5 4,807
UTE CAMPO GRANDE 031326-2 4,586
UTE ERB CANDEIAS 030979-6 3,935
UTE MAUA 3 031888-4 2,861
UTE NOVO TEMPO 5,023
UTE RIO GRANDE 5,820
UTE PAMPA SUL 5,725
Pág. 62 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)
UTE ACRE 14,187
UTE COSTA RICA I 6,329
UTE BOLTBAH 3,337
UTE PORTO DE SERGIPE I 5,407
Pág. 63 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
ANEXO II - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS A CONSUMIDORES LIVRES, CONSUMIDORES POTENCIALMENTE LIVRES E AUTOPRODUTORES, COM UNIDADES CONSUMIDORAS CONECTADAS À REDE BÁSICA
CONSUMIDOR LIVRE PONTO DE CONEXÃO Nº da barra
U.F.
TUST-RB PONTA
TUST-RB FORA PONTA
(R$/kW.mês) (R$/kW.mês)
AGRO ENERGIA - UTE SANTA LUZIA I (CARGA) BRILHANTE---230 (CARGA UTE S.LUZIA I) 1087 MS 1,000 0,929
ALBRÁS VILA DO CONDE---230 6461 PA 1,310 1,270
ALCOA - MG* POÇOS DE CALDAS---138 170 MG 1,572 + 0,549 1,569 + 0,549
ALUMAR SÃO LUIS II---230 5551 MA 1,316 1,251
ALUNORTE (CPL) VILA DO CONDE---230 6461 PA 1,310 1,270
ANGLO AMERICAN (BARRO ALTO) ANGLO AMERICAN (BARRO ALTO)---230 229 GO 1,702 1,667
ANGLO AMERICAN (CODEMIN) NIQUELÂNDIA---230 787 GO 1,342 1,284
ANGLO AMERICAN MINÉRIO DE FERRO BRASIL (Anglo Ferrous) ITABIRA 2---230 1534 MG 2,231 2,275
ANGLOGOLD ASHANTI CÓRREGO DO SÍTIO MINERAÇÃO (SÃO BENTO MINERAÇÃO) BARÃO COCAIS 2---230 9006 MG 2,143 2,187
ANGLOGOLD ASHANTI MINERAÇÃO ( ANTIGA MINA CUIABÁ) ANGLO-GOLD---230 1497 MG 2,079 2,112
APERAM (ex.ARCELORMITTAL INOX BRASIL ex.ACESITA) ACESITA---230 1596 MG 2,119 2,192
ARCELORMITTAL BRASIL (MONLEVADE/BELGO) MONLEVADE 2---230 1520 MG 2,299 2,363
BERNECK C.INDUSTRIAL---230 815 PR 1,783 1,819
BRASKEM - RS (COPESUL) POLO PETROQUÍMICO---230 1204 RS 1,625 1,648
BRASKEM - RS (OPP) POLO PETROQUÍMICO---230 1204 RS 1,625 1,648
BRASKEM CAMAÇARI UCS/UPVC (CQR) CAMAÇARI II---230 5751 BA 1,343 1,349
BRASKEM CAMAÇARI UNIB-BA (COPENE) CAMAÇARI II---230 5751 BA 1,343 1,349
BRASKEM UCS-AL (TRIKEM) RIO LARGO 2---230 5111 AL 1,472 1,430
Pág. 64 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
CONSUMIDOR LIVRE PONTO DE CONEXÃO Nº da barra
U.F.
TUST-RB PONTA
TUST-RB FORA PONTA
(R$/kW.mês) (R$/kW.mês)
BRENCO UTE COSTA RICA (CARGA) CHAPADÃO---230 1089 MS 0,927 0,849
BRENCO UTE MORRO VEMELHO (CARGA) JATAÍ---230 1084 GO 0,879 0,795
BRF - BRASIL FOODS (SADIA) SADIA---230 4590 MT 1,017 1,284
CARAMURU PARANAÍBA---230 2978 GO 1,091 1,050
CASTERTECH CASTERTECH---230 9278 RS 1,707 1,753
CBA CABREÚVA---230 590 SP 1,819 1,860
CBA CBA-----440 603 SP 1,706 1,719
CMPC CELULOSE RIOGRANDENSE GUAIBA 2---230 1199 RS 1,687 1,725
COMPANHIA DE CIMENTO PARAÍBA NORFIL---230 5212 PB 1,349 1,329
COMPANHIA INDUSTRIAL DE CIMENTO APODI APODI----230 5337 RN 1,181 1,173
COSAN (UTE JATAÍ - CARGA) JATAÍ---230 1084 GO 0,879 0,795
COTEMINAS - COMPANHIA PETROQUÍMICA DO SUL COTEMINAS---230 5216 PB 1,053 0,966
CSN-ARAUCÁRIA (CISA) CISA---230 813 PR 1,657 1,670
DOW BRASIL NORDESTE JACARACANGA---230 5822 BA 1,301 1,309
DOW CORNING METAIS (GLOBE METAIS) TUCURUÍ---230 6416 PA 1,044 0,966
EKA BAHIA ITAPEBI-SE---230 5970 BA 1,847 1,868
ELIZABETH CIMENTOS NORFIL---230 5212 PB 1,349 1,329
ENERGIAS SUSTENTÁVEIS (CARGA UHE JIRAU) JIRAU---230 6862 RO 0,000 0,000
FAFEN - SE (PETROBRAS) JARDIM---230 5721 SE 1,202 1,166
FERBASA CATU---230 5782 BA 1,879 2,344
FIBRAPLAC FIBRAPLAC---230 1315 RS 1,606 1,609
GERDAU AÇONORTE - PE BONGI---230 5152 PE 1,409 1,395
Pág. 65 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
CONSUMIDOR LIVRE PONTO DE CONEXÃO Nº da barra
U.F.
TUST-RB PONTA
TUST-RB FORA PONTA
(R$/kW.mês) (R$/kW.mês)
GERDAU - USIBA - BA COTEGIPE---230 5802 BA 1,419 1,474
GERDAU AÇOS LONGOS-SP GERDAU---440 585 SP 1,714 1,735
GUSA NORDESTE IMPERATRIZ---230 5591 MA 1,138 1,070
GV DO BRASIL GV BRASIL---230 9123 SP 1,914 1,986
INNOVA POLO PETROQUÍMICO---230 1204 RS 1,625 1,648
KINROSS BRASIL MINERAÇÃO (RIO PARACATU) PARACATU 4---500 3008 MG 1,221 1,181
KLABIN CELULOSE KLABIN---230 9988 PR 1,635 1,702
KLABIN MONTE ALEGRE KLABIN---230 9988 PR 1,635 1,702
LANXESS (ANTIGA DSM - ELASTÔMEROS) POLO PETROQUÍMICO---230 1204 RS 1,625 1,648
LANXESS (ANTIGA PETROFLEX) POLO PETROQUÍMICO---230 1204 RS 1,625 1,648
LIBRA LIGAS DO BRASIL LIBRA---230 5422 CE 1,245 1,219
LINDE GASES ACESITA---230 1596 MG 2,119 2,192
MINERAÇÃO CARAÍBA JAGUARARI---230 6321 BA 1,344 1,395
MINERAÇÃO MARACÁ ITAPACI---230 2988 GO 2,016 2,000
MINERAÇÃO PARAGOMINAS VILA DO CONDE---230 6461 PA 1,310 1,270
MIRABELA MINERAÇÃO BRASIL MIRABELA---230 5912 BA 1,969 2,034
NORFIL NORFIL---230 5212 PB 1,349 1,329
NOVA ERA SILICON NOVA ERA 2---230 1545 MG 2,124 2,157
OXITENO POLO PETROQUÍMICO---230 1204 RS 1,625 1,648
PARANAPANEMA (CARAÍBA METAIS) CAMAÇARI II---230 5751 BA 1,343 1,349
PISF (PROJETO DE INTEGRAÇÃO DO RIO SÃO FRANCISCO) B.NOME---230 5401 PE 0,970 0,909
Pág. 66 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
CONSUMIDOR LIVRE PONTO DE CONEXÃO Nº da barra
U.F.
TUST-RB PONTA
TUST-RB FORA PONTA
(R$/kW.mês) (R$/kW.mês)
PISF (PROJETO DE INTEGRAÇÃO DO RIO SÃO FRANCISCO) FLORETA II---230 5420 CE 0,867 0,799
REFINARIA ABREU E LIMA - RNEST SUAPE II---230 5361 PE 1,105 1,028
REPAR - REFINARIA PRES. GETÚLIO VARGAS REPAR---230 9399 PR 1,718 1,738
RIMA INDUSTRIA S.A.** MONTES CLAROS 2---138 342 MG 1,425 + 0,116 1,416 + 0,116
RIO CLARO AGROINDUSTRIAL (CARGA UTE CAÇU I) B.COQUEIROS---230 9444 MG 0,734 0,633
SAMARCO GERMANO MARIANA(SAMARCO)---345 4040 MG 1,735 1,740
SCHINCARIOL - BA SCHINCARIOL---230 5731 BA 1,699 2,069
SOLVAY SOLVAY---440 9102 SP 1,722 1,741
SUZANO IMPERATRIZ---230 5591 MA 1,138 1,070
TOYOTA TOYOTA---230 9106 SP 1,897 1,959
UNIPAR CARBOCLORO CARBOCLORO---230 477 SP 1,797 1,803
USIMINAS 1 USIMINAS 1---230 9040 MG 1,895 1,909
USIMINAS 2 USIMINAS 2---230 9045 MG 1,846 1,856
UTE AGUA EMENDADA (CARGA) JATAÍ---230 1084 GO 0,879 0,795
UTE ALTO TAQUARI (CARGA) JATAÍ---230 1084 GO 0,879 0,795
UTE AMANDINA (CARGA) IVINHEMA---230 (CARGA UTE AMANDINA) 1088 MS 1,055 0,972
UTE CELSO FURTADO (CARGA-RELAM) JACARACANGA---230 5822 BA 1,301 1,309
UTE CSP (CARGA) PECEM II---230 5371 CE 1,091 0,994
UTE DO ATLÂNTICO (CARGA) ZONA OESTE---500 9601 RJ 1,610 1,600
UTE ELDORADO (CARGA) BRILHANTE---230 (CARGA UTE S.LUZIA I) 1087 MS 1,000 0,929
UTE IACO (CARGA) CHAPADÃO---230 1089 MS 0,927 0,849
Pág. 67 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
CONSUMIDOR LIVRE PONTO DE CONEXÃO Nº da barra
U.F.
TUST-RB PONTA
TUST-RB FORA PONTA
(R$/kW.mês) (R$/kW.mês)
UTE MARANHÃO III (CARGA) S.A.LOPES---500 5645 MA 1,067 0,980
UTE QUIRINÓPOLIS (CARGA) QUIRINÓPOLIS---230 9450 GO 0,678 0,569
UTE TROPICAL BIOENERGIA (CARGA) EDEIA---230 3018 GO 1,142 1,172
VALE ITABIRA ITABIRA 2---230 1534 MG 2,231 2,275
VALE MANGANÊS (RDM/SIBRA) COTEGIPE---230 5802 BA 1,419 1,474
VALE MINA CARAJÁS CARAJÁS(SE-09)---230 6407 PA 1,316 1,264
VALE MINA CONCEIÇÃO ITABIRA 4---230 9024 MG 2,206 2,248
VALE MINA DE BRUCUTU BARÃO COCAIS 3---230 9004 MG 2,241 2,295
VALE MOP (MINERAÇÃO ONÇA PUMA) INTEGRADORA-230 6561 PA 1,750 1,736
VALE MSS - SOSSEGO INTEGRADORA-230 6561 PA 1,750 1,736
VALE PELOTIZAÇÃO SÃO LUIS II---230 5551 MA 1,316 1,251
VALE PORTO DA MADEIRA SÃO LUIS II---230 5551 MA 1,316 1,251
VALE POTÁSSIO NORDESTE S.A. (Antiga CVRD – SERGIPE - ARACAJU) JARDIM---230 5721 SE 1,202 1,166
VALE PROJETO MINA SERRA SUL INTEGRADORA-230 6561 PA 1,750 1,736
VALE SALOBO CARAJÁS(SE-09)---230 6407 PA 1,316 1,264
VALE ÁGUA LIMPA (MONLEVADE) MONLEVADE 2---230 1520 MG 2,299 2,363
VALLOUREC & SUMITOMO TUBOS DO BRASIL VALLOUREC---345 9013 MG 1,715 1,728
VERACEL ITAPEBI-SE---230 5970 BA 1,847 1,868
VIPAL BORRACHAS NOVA PRATA 2---230 1228 RS 1,475 1,454
VOTORANTIM METAIS NÍQUEL NIQUELÂNDIA---230 787 GO 1,342 1,284
VOTORANTIM SIDERÚRGICA BARRA MANSA (SBM) S.B.MANSA-500 87 RJ 1,588 1,581
Pág. 68 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
CONSUMIDOR LIVRE PONTO DE CONEXÃO Nº da barra
U.F.
TUST-RB PONTA
TUST-RB FORA PONTA
(R$/kW.mês) (R$/kW.mês)
WHITE MARTINS - IPATINGA / MESQUITA -1 - MG USIMINAS 1---230 9040 MG 1,895 1,909
WHITE MARTINS - IPATINGA / MESQUITA -2 - MG USIMINAS 2---230 9045 MG 1,846 1,856
WHITE MARTINS - MONLEVADE MONLEVADE 2---230 1520 MG 2,299 2,363
WHITE MARTINS - PÓLO PETROQUÍMICO -RS POLO PETROQUÍMICO---230 1204 RS 1,625 1,648
WHITE MARTINS BARÃO DE COCAIS BARÃO COCAIS 2---230 9006 MG 2,143 2,187
WHITE MARTINS JECEABA VALLOUREC---345 9013 MG 1,715 1,728
*Acesso excepcionalmente caracterizado como direto à Rede Básica por meio da REA nº 501, de 4 de abril de 2006, com pagamento de TUST-RB e TUST-FR.
**Conforme Despacho nº 4.909, de 20 de dezembro de 2011.
Pág. 69 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
ANEXO II-A – TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO - TUST ENCARGOS - CDE APLICÁVEIS A CONSUMIDORES LIVRES, CONSUMIDORES POTENCIALMENTE LIVRES E AUTOPRODUTORES, COM UNIDADES CONSUMIDORAS CONECTADAS À REDE BÁSICA
TUST ENCARGOS – 2015-2016* (R$/MWh)
REGIME TRIBUTAÇÃO CDE(S/SE/CO) CDE ( N/NE)
Não-cumulativo 58,18 12,85
Cumulativo 54,80 12,10 *Valores com tributos: Não-cumulativo: PIS/COFINS (9,25%); Cumulativo: PIS/COFINS (3,65%)
ANEXO III - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS AOS AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE EXPORTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (TUST imp/exp)
AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE EXPORTAÇÃO
TUST IMP/EXP
(R$/MWh)
INT. CONV.GARABI I(S.ANGELO) 5,065
INT. CONV.GARABI II(ITA) 5,065
INT. CONV.RIVERA(LIVRAMENTO) 5,154
INT. CONV.URUGUAIANA 4,731
* aplicáveis em horário único, sem distinção entre ponta e fora de ponta.
ANEXO III-A – TARIFAS DE USO DAS INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS (TUII)
INTERLIGAÇÃO INTERNACIONAL*
RECEITA (R$) Capacidade (MW)** Fator "f" TUII (R$/MWh)
Garabi I (S.ANGELO) 148.229.033,73 1050 1,538 24,787
Garabi II (ITÁ) 153.980.126,10 1050 1,538 25,748
Paso de los Libres (Uruguaiana) 8.540.481,64 50 1,538 29,991
* aplicáveis em horário único, sem distinção entre ponta e fora de ponta.
*Equiparadas à transmissoras por meio das Portarias do Ministério de Minas e Energia nos. 210 e 211, de 4 de abril de 2011 e 624, de 25 de novembro de 2014
** Conforme CPST nº 007 e 008/2011 e 023/2014 e Portaria MME 81/2015
Pág. 70 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
ANEXO IV – TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS ÀS CENTRAIS DE GERAÇÃO COM CONTRATAÇÃO EM CARÁTER TEMPORÁRIO (TUSTTEMP)
GERADOR TUSTTEMP
(R$/MWh)
UTE Uruguaiana 12,897
UTE Pilar (ONFA) 9,901
* aplicáveis em horário único, sem distinção entre ponta e fora de ponta.
Pág. 71 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
ANEXO V - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS ÀS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO.
Concessionária nº da barra
Ponto de Conexão
TUST-RB (R$/kW.mês)
TUST-FR (R$/kW.mês)
Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
AES-SUL
1185 ALEGRETE 2---069 1,627 1,645 1,351 1,351
2068 CACHOEIRINHA 1---138 1,667 1,704 1,695 1,695
9201 CAMPO BOM---023 1,660 1,704 0,771 0,771
1196 CAMPO BOM---069 1,660 1,704 0,436 0,436
9591 CANDELÁRIA---069 1,490 1,471 0,188 0,188
1324 CANOAS 1---023 1,685 1,723 0,108 0,108
9214 CANOAS 3---138 1,668 1,705 1,695 1,695
1203 CHARQUEADAS---069 1,728 1,759 0,366 0,366
1257 C.INDUSTRIAL---138 1,668 1,706 0,264 0,264
1258 C.INDUSTRIAL---230 1,661 1,697 N/A N/A
9207 C.INDUSTRIAL---023 1,661 1,697 0,526 0,526
9284 GRAVATAÍ 2---023 1,639 1,663 0,520 0,520
1216 JACUÍ---138 1,453 1,429 1,271 1,271
1220 JACUÍ---023 1,453 1,429 1,780 1,780
2081 LAJEADO 2---069 1,785 1,847 0,424 0,424
9203 LIVRAMENTO 2---013 1,289 1,245 1,229 1,229
9204 LIVRAMENTO 2---069 1,289 1,245 1,229 1,229
9782 Lajeado3---069 1,783 1,845 0,201 0,201
1235 MAÇAMBARÁ---069 1,606 1,626 0,768 0,768
1266 PORTO ALEGRE 9---069 1,705 1,748 0,231 0,231
2077 POLO PETROQUÍMICO---069 1,633 1,658 0,513 0,513
1204 POLO PETROQUÍMICO---230 1,625 1,648 N/A N/A
1253 SÃO BORJA 2---069 1,589 1,612 0,713 0,713
9209 SCHARLAU---023 1,692 1,738 0,275 0,275
2090 SCHARLAU---138 1,677 1,718 0,231 0,231
2088 SANTA CRUZ 1---069 1,612 1,610 0,333 0,333
1309 SANTA CRUZ 1---013 1,612 1,610 1,077 1,077
2087 SANTA MARIA 3---069 1,642 1,646 0,406 0,406
1383 S.Maria 3--138 1,642 1,646 0,049 0,049
1289 SÃO VICENTE SUL---069 1,711 1,737 0,730 0,730
1208 TRIUNFO---069 1,728 1,759 0,932 0,932
1295 URUGUAIANA 5---069 1,665 1,693 0,574 0,574
1298 VENÂNCIO AIRES---069 1,797 1,879 0,543 0,543
Pág. 72 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
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Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
AME
8512 J.TEIXEI---138 1,591 1,551 0,905 0,905
8751 LECHUGA---138 1,547 1,505 1,044 1,044
8523 MANAUS-1---069 1,639 1,607 1,117 1,117
8532 MAUA 3---138 1,622 1,586 0,984 0,984
8544 P.FIGUEI---013 1,454 1,402 0,625 0,625
8451 SILVES---138 1,315 1,255 3,252 3,252
AMPLA
173 ADRIANÓPOLIS---138 1,699 1,701 0,283 0,283
185 ANGRA---138 1,576 1,562 0,380 0,380
1773 ANGRA(CERJ)---138 1,593 1,580 0,792 0,792
175 CAMPOS---138 1,698 1,696 0,273 0,273
1771 JACUACANGA---138 1,598 1,586 0,792 0,792
1770 MURIQUI---138 1,614 1,604 0,792 0,792
169 SÃO JOSÉ---138 1,652 1,644 0,104 0,104
1736 VENDA DAS PEDRAS---138 1,713 1,718 0,447 0,447
BANDEIRANTE
3045 AERO.GUARULHOS---138 1,708 1,722 1,397 1,397
459 APARECIDA---088 1,939 1,996 0,385 0,385
3056 BARRA DO UNA---138 1,742 1,754 1,397 1,397
3051 BIRITIBA---138 1,719 1,733 1,397 1,397
3054 BOISUCANGA---138 1,742 1,755 1,397 1,397
3057 CARAGUATATUBA---088 1,788 1,803 1,397 1,397
3081 CEBRASP---088 1,820 1,837 1,397 1,397
3063 EMBRAER---088 1,855 1,872 1,397 1,397
3084 GLEBA---138 1,742 1,756 1,397 1,397
445 ITAPETI---088 1,767 1,772 0,361 0,361
3060 JAMBEIRO---088 1,814 1,830 1,397 1,397
3046 MANUELA AREIAS PEREIRA---138 1,711 1,724 1,397 1,397
3055 MARESIAS---138 1,742 1,755 1,397 1,397
3090 MASSAGUAÇU---138 1,748 1,762 1,397 1,397
447 MOGI---088 1,920 1,954 0,494 0,494
446 MOGI---230 1,920 1,954 N/A N/A
443 NORDESTE---088 1,812 1,822 0,214 0,214
436 NORTE---088 1,817 1,834 0,446 0,446
3059 PORTO NOVO----138 1,746 1,760 1,397 1,397
3069 PETROBRAS - RIO PARDO---138 1,734 1,747 1,397 1,397
3048 PETROM---138 1,717 1,731 1,397 1,397
3047 POLIMIX---138 1,713 1,727 1,397 1,397
Pág. 73 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
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Ponto de Conexão
TUST-RB (R$/kW.mês)
TUST-FR (R$/kW.mês)
Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
462 SANTA CABEÇA---088 1,939 1,994 0,597 0,597
3078 SÃO SEBASTIÃO---013 1,742 1,756 1,397 1,397
455 SÃO JOSÉ---088 1,868 1,886 0,013 0,013
3072 SIFÃO---138 1,727 1,740 1,397 1,397
3075 SKOL---088 1,785 1,801 1,397 1,397
601 TAUBATÉ---138 1,674 1,683 0,023 0,023
BRAGANTINA - EEB 3158 BRAGANÇA PAULISTA---138 1,668 1,677 1,397 1,397
3159 S.TEREZINHA---138 1,663 1,672 1,397 1,397
CAIUA
3175 ENEIDA---138 1,172 1,117 1,397 1,397
642 FLORIDA PAULISTA---069 1,155 1,100 1,397 1,397
3173 MARTINÓPOLIS---088 1,201 1,150 1,397 1,397
3174 OSVALDO CRUZ---138 1,155 1,100 1,397 1,397
3178 PPRUDENTE 5---138 1,194 1,140 1,397 1,397
3171 PPRUDENTE 1---088 1,186 1,132 1,397 1,397
3172 PPRUDENTE 4---138 1,183 1,129 1,397 1,397
3176 PRES.VENCESLAU---138 1,122 1,061 1,397 1,397
3180 ALTO ALEGRE---138 1,169 1,114 1,397 1,397
CEA 8271 LARANJAL---069 1,046 0,959 1,742 1,742
8281 MACAPA---069 1,096 1,006 0,288 0,288
CEAL
6203 ABAIXADORA---069 0,769 0,669 0,311 0,311
5103 ANGELIM---069 1,050 0,965 0,273 0,273
6083 ARAPIRACA III---069 1,615 1,615 1,342 1,342
5313 MACEIÓ---069 1,285 1,222 0,163 0,163
5314 MACEIÓ II---069 1,261 1,197 0,415 0,415
5293 PENEDO---069 1,601 1,605 0,665 0,665
5113 RIO LARGO 2---069 1,472 1,430 0,608 0,608
6285 XINGÓ---013 0,778 0,680 3,120 3,120
6265 ZEBU---069 0,778 0,680 0,754 0,754
CEB-DIS
221 BRASÍLIA GERAL---033 1,524 1,509 0,975 0,975
236 BRASÍLIA SUL---138 1,284 1,246 0,268 0,268
237 SAMAMBAIA---138 1,257 1,217 0,475 0,475
CEEE-D
1331 ATLÂNTIDA 2---069 1,653 1,643 0,739 0,739
1189 BAGÉ 2---069 1,254 1,206 0,465 0,465
1195 CAMAQUÃ---069 1,575 1,595 0,198 0,198
1203 CHARQUEADAS---069 1,728 1,759 0,366 0,366
951 AFP-CHARQUEADAS---230 1,728 1,759 N/A N/A
Pág. 74 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
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Ponto de Conexão
TUST-RB (R$/kW.mês)
TUST-FR (R$/kW.mês)
Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
9570 CAMAQUÃ 3---069 1,572 1,591 2,390 2,390
9241 ELDORADO---023 1,710 1,753 0,345 0,345
1209 GRAVATAÍ 2---069 1,689 1,719 0,318 0,318
1197 GUAÍBA 2---069 1,687 1,725 0,449 0,449
1232 OSÓRIO 2---069 1,489 1,464 0,504 0,504
1269 PORTO ALEGRE 10---069 1,828 1,873 0,308 0,308
1262 PORTO ALEGRE 6---069 1,816 1,857 0,161 0,161
1271 PORTO ALEGRE 8---069 1,704 1,745 0,560 0,560
1266 PORTO ALEGRE 9---069 1,705 1,748 0,231 0,231
9245 PORTO ALEGRE 10---013 1,852 1,904 1,956 1,956
9247 PORTO ALEGRE 12--069 1,824 1,868 1,203 1,203
9246 PORTO ALEGRE 13---013 1,877 1,920 0,333 0,333
9243 PORTO ALEGRE 4---013 1,809 1,866 0,455 0,455
9244 PORTO ALEGRE 6---013 1,807 1,849 0,343 0,343
1352 PORTO ALEGRE 9---013 1,705 1,750 1,772 1,772
1240 PELOTAS 3---138 1,438 1,426 0,491 0,491
1238 PRESIDENTE MEDICI---138 1,272 1,229 0,701 0,701
1245 QUINTA---069 1,450 1,445 0,890 0,890
1247 QUINTA---138 1,445 1,438 2,211 2,211
9303 RESTINGA---069 1,845 1,885 0,620 0,620
9559 S.JERÔNIMO---069 1,728 1,759 0,932 0,932
9873 SVPalma3---138 1,383 1,369 2,076 2,076
2094 TAQUARA---138 1,648 1,678 0,345 0,345
9264 VIAMÃO 3---069 1,777 1,814 0,611 0,611
CELESC-DIS
948 BIGUAÇU----138 1,654 1,677 0,507 0,507
940 BLUMENAU---138 1,691 1,732 0,387 0,387
2725 CANOINHAS---138 1,868 1,925 0,668 0,668
958 CAMPOS NOVOS---138 1,230 1,171 0,625 0,625
2706 DESTERRO (F.ILHA)---138 1,692 1,717 0,290 0,290
1062 FOZ DO CHAPECÓ---138 1,002 0,833 1,234 1,234
2749 FORQUILHINHA---069 1,768 1,827 0,542 0,542
9534 GASPAR---138 1,723 1,777 0,743 0,743
2775 ITAJAÍ---138 1,740 1,789 0,372 0,372
1008 J.LACERDA--A--069 1,482 1,473 0,465 0,465
1007 J.LACERDA--A--138 1,503 1,498 0,545 0,545
1017 JOINVILLE--069 1,849 1,916 0,355 0,355
Pág. 75 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
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Ponto de Conexão
TUST-RB (R$/kW.mês)
TUST-FR (R$/kW.mês)
Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
1016 JOINVILLE---138 1,839 1,904 0,567 0,567
1015 JOINVILLE---230 1,867 1,938 N/A N/A
2724 JOINVILLE NORTE---138 1,840 1,905 0,425 0,425
2805 LAGES----138 1,436 1,418 0,929 0,929
2826 PALHOÇAS---138 1,664 1,686 0,462 0,462
9841 Pinhalzinho 2---138 0,998 0,822 0,021 0,021
2847 RIO DO SUL---138 1,648 1,678 0,742 0,742
2857 SIDERÓPOLIS---069 1,666 1,709 0,472 0,472
2891 VIDEIRA---138 1,260 1,199 0,760 0,760
2896 XANXERÊ---138 1,069 0,919 0,340 0,340
CELG-D
2974 ÁGUAS LINDAS---069 1,614 1,594 0,995 0,995
762 ANHANGUERA---069 1,291 1,280 0,353 0,353
761 ANHANGUERA---138 1,291 1,280 0,392 0,392
236 BRASÍLIA SUL---138 1,284 1,246 0,268 0,268
2980 BARRO ALTO---069 1,702 1,667 0,969 0,969
755 CACHOEIRA DOURADA---138 0,845 0,777 0,241 0,241
3715 CARAJÁS---138 1,319 1,322 0,366 0,366
3970 CORUMBÁ---138 1,127 1,077 2,180 2,180
3018 EDEIA---230 1,142 1,172 N/A N/A
321 EMBORCAÇÃO---138 1,189 1,143 0,307 0,307
780 FIRMINÓPOLIS--138 1,304 1,321 0,264 0,264
2954 GOIANIA LESTE---013 1,411 1,433 0,528 0,528
2989 ITAPACI---069 2,016 2,000 0,218 0,218
3025 LUZIÂNIA-–138 1,216 1,173 2,138 2,138
3762 NIQUELÂNDIA---069 1,342 1,284 14,54
7 14,547
791 PARQUE DAS EMAS---138 0,907 0,894 3,544 3,544
2991 PALMEIRAS---069 1,185 1,204 1,566 1,566
2950 PARANAÍBA---069 1,091 1,050 0,363 0,363
2978 PARANAÍBA---230 1,091 1,050 N/A N/A
3724 PIRINEUS---138 1,473 1,489 0,143 0,143
2951 PLANALTO---069 1,045 0,998 0,127 0,127
238 RIO VERDE---138 0,964 0,930 0,452 0,452
3700 RIO DOS BOIS---138 0,906 0,856 3,544 3,544
3701 RIO CLARO---138 0,935 0,912 3,544 3,544
239 SERRA DA MESA---138 1,104 1,031 0,753 0,753
Pág. 76 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Concessionária nº da barra
Ponto de Conexão
TUST-RB (R$/kW.mês)
TUST-FR (R$/kW.mês)
Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
237 SAMAMBAIA---138 1,257 1,217 0,475 0,475
768 XAVANTES---138 1,327 1,333 0,200 0,200
CELPA
6523 ALTAMIRA---069 1,404 1,388 0,413 0,413
6397 CARAJÁS---138 1,316 1,264 0,959 0,959
6472 GUAMA---069 1,490 1,488 0,360 0,360
8271 LARANJAL---069 1,046 0,959 1,742 1,742
6403 MARABÁ---069 1,150 1,103 1,582 1,582
6401 MARABÁ---230 1,150 1,103 N/A N/A
6713 MIRAMAR---069 1,591 1,612 0,370 0,370
8351 ORIXIMINA---138 1,218 1,151 2,061 2,061
6543 RURÓPOLIS---013 2,353 2,471 0,375 0,375
6542 RURÓPOLIS---138 2,353 2,471 0,375 0,375
6493 SANTA MARIA---069 1,622 1,622 0,195 0,195
6492 SANTA MARIA---138 1,622 1,622 0,327 0,327
6534 TRANSAMAZÔNICA---034 1,969 2,037 2,325 2,325
6413 TUCURUÍ---069 1,044 0,966 1,292 1,292
6450 TUCURUÍ---138 1,044 0,966 1,044 1,044
6482 UTINGA---069 1,570 1,585 0,267 0,267
6463 VILA DO CONDE---069 1,310 1,270 1,272 1,272
6572 XINGUARÁ---138 1,926 1,941 0,661 0,661
CELPE
5106 ANGELIM---013 1,050 0,965 0,273 0,273
5103 ANGELIM---069 1,050 0,965 0,273 0,273
5403 BOM NOME---069 0,970 0,909 0,713 0,713
5402 BOM NOME---138 0,970 0,909 0,392 0,392
5406 BOM NOME---013 0,970 0,909 0,713 0,713
5156 BONGI---069 1,409 1,395 0,229 0,229
5158 BONGI---013 1,409 1,395 0,431 0,431
5203 GOIANINHA---069 1,314 1,273 0,412 0,412
6257 ITAPARICA---069 0,778 0,680 3,120 3,120
5347 JABOATAO---069 1,202 1,143 0,821 0,821
5333 JOAIRAM---069 1,303 1,262 0,260 0,260
6313 JUAZEIRO II---069 1,176 1,209 0,326 0,326
5343 MIRUEIRA II---069 1,203 1,140 1,138 1,138
5193 MIRUEIRA---069 1,345 1,300 0,211 0,211
5183 PAU FERRO---069 1,159 1,089 0,203 0,203
5133 PIRAPAMA 2---069 1,149 1,080 0,251 0,251
Pág. 77 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
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Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
5131 PIRAPAMA 2---230 1,149 1,080 N/A N/A
5283 RIBEIRÃO---069 1,400 1,364 0,310 0,310
5162 SCHINCARIOL PE---230 1,287 1,236 N/A N/A
5363 SUAPE III---069 1,091 1,012 0,330 0,330
5362 SUAPE III---230 1,091 1,012 N/A N/A
5123 TACAIMBÓ---069 1,137 1,058 0,255 0,255
CELTINS
5593 IMPERATRIZ---069 1,138 1,070 0,345 0,345
7205 MIRACEMA---013 1,031 0,958 1,087 1,087
7202 MIRACEMA---138 1,030 0,957 1,087 1,087
5602 PORTO FRANCO---138 1,625 1,623 0,430 0,430
7113 PEIXE 2---500 1,050 0,983 N/A N/A
CEMAR
5513 BOA ESPERANÇA---069 1,094 0,986 0,675 0,675
5393 BALSAS---069 1,198 1,127 1,054 1,054
5526 COELHO NETO---069 1,681 1,616 0,456 0,456
6003 ENCRUZO---069 1,480 1,428 2,022 2,022
5593 IMPERATRIZ---069 1,138 1,070 0,345 0,345
5543 MIRANDA 2---069 1,261 1,182 0,466 0,466
5542 MIRANDA 2---138 1,261 1,182 0,496 0,496
5545 MIRANDA 2---013 1,261 1,182 0,466 0,466
5583 PRESIDENTE DUTRA---069 1,323 1,245 1,288 1,288
5603 PORTO FRANCO---069 1,636 1,635 0,816 0,816
5602 PORTO FRANCO---138 1,625 1,623 0,430 0,430
5535 PERITORÓ---013 1,496 1,424 0,795 0,795
5533 PERITORÓ---069 1,496 1,424 0,795 0,795
5563 SÃO LUIS I---069 1,466 1,428 0,253 0,253
5693 SÃO LUIS III---069 1,351 1,289 0,590 0,590
5528 SCHINCARIOL---230 1,603 1,536 N/A N/A
5503 TERESINA---069 1,566 1,493 0,168 0,168
EMT
4503 BARRA DO PEIXE---138 0,897 0,882 1,080 1,080
4506 BARRA DO PEIXE---013 0,897 0,882 1,080 1,080
4871 BRASNORTE---138 0,560 0,627 0,333 0,333
4513 COUTO MAGALHÃES---138 0,880 0,878 3,544 3,544
4533 COXIPÓ---138 0,814 0,857 0,291 0,291
4643 JACIARA---138 0,818 0,847 3,544 3,544
4807 JAURU---138 0,561 0,569 Art.29 REN
Art.29 REN 399
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Fora Ponta
399
4870 JUBA II---138 0,538 0,564
Art.29 REN 399
Art.29 REN 399
4894 JUÍNA---230 0,461 0,525 N/A N/A
4895 JUÍNA---138 0,461 0,525 0,590 0,590
4575 LUCAS RIO VERDE--138 1,017 1,284 1,113 1,113
4554 NOVA MUTUM---069 0,711 0,826 0,620 0,620
4803 NOBRES---138 0,807 0,851 0,563 0,563
4874 PARECIS---138 0,404 0,453
Art.29 REN 399
Art.29 REN 399
4613 PETROVINA---138 0,850 0,859 3,544 3,544
4623 RONDONÓPOLIS---138 0,820 0,841 0,335 0,335
4586 SINOP---013 1,186 1,588 N/A N/A
4583 SINOP---138 1,186 1,588 0,545 0,545
4564 SORRISO---069 1,086 1,404 0,571 0,571
4713 VÁRZEA GRANDE 2---138 0,812 0,855 0,854 0,854
CEMIG-D
4081 ARAÇUAÍ 2---138 1,857 1,844 1,129 1,129
309 BARBACENA 2---138 1,738 1,770 0,195 0,195
314 BARREIRO---138 1,741 1,746 0,384 0,384
9009 CONSELHEIRO PENA---013 1,865 1,874 2,300 2,300
9014 CONSELHEIRO PENA---069 1,865 1,874 3,322 3,322
321 EMBORCAÇÃO---138 1,189 1,143 0,307 0,307
9007 GOVERNADOR VALADARES 2---013 1,876 1,886 0,265 0,265
9011 IPATINGA 1---013 1,895 1,909 2,439 2,439
1532 IPATINGA 1---161 1,895 1,909 0,238 0,238
1535 IPATINGA 1---138 1,895 1,909 0,109 0,109
1537 ITABIRA 2---069 2,231 2,275 0,114 0,114
9020 ITABIRA 2---013 2,231 2,275 0,323 0,323
1504 ITAJUBÁ---138 1,518 1,503 1,705 1,705
323 ITUTINGA-SE---138 1,660 1,673 0,000 0,000
330 JAGUARA-SE---138 1,248 1,211 0,342 0,342
332 JUIZ DE FORA 1---138 1,742 1,783 0,189 0,189
337 LAFAIETE---138 1,712 1,729 0,242 0,242
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Ponta Ponta
Fora Ponta
187 MASCARENHAS DE MORAES---138 1,319 1,290 0,318 0,318
342 MONTES CLAROS 2---138 1,425 1,416 0,116 0,116
353 NEVES 1---138 1,612 1,606 0,240 0,240
386 OURO PRETO 2---138 1,562 1,555 0,290 0,290
170 POÇOS DE CALDAS---138 1,572 1,569 0,549 0,549
4066 PARACATU 4---138 1,224 1,184 2,198 2,198
368 PIMENTA---138 1,507 1,495 0,444 0,444
1569 PIRAPORA 2---138 1,367 1,358 0,774 0,774
4095 SANTOS DUMONT 2---138 1,747 1,786 1,444 1,444
377 SÃO GONÇALO DO PARÁ---138 1,492 1,476 0,183 0,183
9049 S.GOTARDO 2---138 1,397 1,381 1,357 1,357
1478 SETE LAGOAS 4---138 1,621 1,619 0,568 0,568
376 TAQUARIL---138 1,659 1,659 0,200 0,200
9031 TIMÓTEO---013 2,039 2,090 0,484 0,484
382 TRÊS MARIAS---138 1,338 1,331 0,147 0,147
348 GOVERNADOR VALADARES 2---138 1,875 1,883 0,212 0,212
4028 VESPASIANO 2---500 1,626 1,621 N/A N/A
399 VARZEA PALMA 1---138 1,386 1,380 0,306 0,306
CEPISA
5513 BOA ESPERANÇA---069 1,094 0,986 0,675 0,675
5683 ELISEU MARTINS---069 1,424 1,356 0,578 0,578
5673 PICOS---069 1,089 0,954 0,969 0,969
5493 PIRIPIRI---069 1,918 1,811 0,682 0,682
5492 PIRIPIRI---138 1,918 1,811 0,694 0,694
5432 RIBEIRO GONÇALVES---069 1,056 0,976 1,109 1,109
5573 SÃO JOÃO DO PIAUÍ---069 1,091 0,997 1,561 1,561
5323 TERESINA III---069 1,425 1,345 0,459 0,459
5503 TERESINA---069 1,566 1,493 0,168 0,168
5505 TERESINA---013 1,566 1,493 0,460 0,460
5516 BOA ESPERANÇA---013 1,094 0,986 0,675 0,675
CERILUZ 1302 IJUÍ 1---023 1,527 1,515 2,101 2,101
CERON
6935 ABUNÃ---013 0,000 0,000 1,534 1,534
6931 ABUNÃ---138 0,000 0,000 1,534 1,534
6881 ARIQUEMES---069 0,008 0,000 0,453 0,453
6871 JARU---069 0,195 0,139 1,090 1,090
6842 JI-PARANÁ---069 0,309 0,275 0,831 0,831
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Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
6841 JI-PARANÁ---138 0,312 0,279 0,432 0,432
6852 JI-PARANÁ---013 0,312 0,279 N/A N/A
6862 JIRAU---230 0,000 0,000 N/A N/A
6821 PIMENTA BUENO---138 0,349 0,323 1,267 1,267
6901 PORTO VELHO---069 0,000 0,000 0,462 0,462
6890 SAMUEL---230 0,000 0,000 N/A N/A
6801 VILHENA---069 0,431 0,419 0,854 0,854
CERTAJA 2077 POLO PETROQUÍMICO---069 1,633 1,658 0,513 0,513
CERTREL 9782 Lajeado3---069 1,783 1,845 0,201 0,201
COELBA
6203 ABAIXADORA---069 0,769 0,669 0,311 0,311
6353 BOM JESUS DA LAPA II---069 1,182 1,209 0,672 0,672
6363 BARREIRAS---069 1,426 1,941 0,455 0,455
6365 BARREIRAS---138 1,426 1,941 0,377 0,377
5944 BRUMADO II---069 1,811 1,907 0,827 0,827
5947 BRUMADO---138 1,811 1,907 0,158 0,158
5703 CICERO DANTAS---069 1,181 1,254 1,337 1,337
5757 CAMAÇARI 2---069 1,345 1,360 0,351 0,351
5792 CATU---013 1,824 2,240 0,548 0,548
5786 CATU---069 1,810 2,212 0,548 0,548
5803 COTEGIPE---069 1,469 1,561 0,194 0,194
5872 EMBASA-PEDRA DO CAVALO---230 1,622 1,694 N/A N/A
5974 EUNÁPOLIS---138 1,988 2,032 0,299 0,299
5755 FORD---230 1,285 1,285 N/A N/A
5904 FUNIL---138 1,909 1,960 0,357 0,357
5911 FUNIL---013 1,909 1,960 0,357 0,357
5883 GOV. MANGABEIRA---069 1,499 1,552 0,685 0,685
6364 IBICOARA---138 1,510 1,558 0,602 0,602
6171 IGAPORÃ---230 1,063 1,030 N/A N/A
6343 IRECÊ---069 1,170 1,164 0,737 0,737
6342 IRECÊ---138 1,170 1,164 0,596 0,596
6257 ITAPARICA---069 0,778 0,680 3,120 3,120
5970 ITAPEBI-SE---230 1,847 1,868 N/A N/A
5826 JACARACANGA---069 1,301 1,309 0,532 0,532
6321 JAGUARARI---230 1,344 1,395 N/A N/A
6313 JUAZEIRO II---069 1,176 1,209 0,326 0,326
5856 MATATU---069 1,524 1,581 0,155 0,155
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Ponto de Conexão
TUST-RB (R$/kW.mês)
TUST-FR (R$/kW.mês)
Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
5863 MATATU---011 1,540 1,606 0,496 0,496
6255 MOXOTÓ---069 0,773 0,673 3,120 3,120
5983 NARANDIBA---069 1,443 1,485 1,095 1,095
5735 OLINDINA---013 1,519 1,765 1,036 1,036
6225 PINDAI II---230 1,052 1,016 N/A N/A
5843 PITUAÇU---069 1,436 1,477 0,173 0,173
5862 POÇÕES---138 2,004 2,087 0,536 0,536
5763 POLO---069 1,264 1,263 0,354 0,354
6333 SENHOR DO BOMFIM II---069 1,463 1,518 1,045 1,045
6332 SENHOR DO BOMFIM II---138 1,463 1,518 0,372 0,372
5893 SANTO A. DE JESUS--069 1,504 1,528 0,387 0,387
5873 TOMBA---069 1,769 1,848 0,518 0,518
6265 ZEBU---069 0,778 0,680 0,754 0,754
COELCE
5383 AQUIRAZ II---069 1,301 1,261 0,277 0,277
5423 BANABUIU---069 1,245 1,219 0,490 0,490
5653 CAUÍPE---069 1,063 0,958 0,158 0,158
5473 DELMIRO GOUVEIA---069 1,352 1,299 0,196 0,196
5453 FORTALEZA---069 1,308 1,250 0,326 0,326
6011 IBIAPINA II---230 1,610 1,498 N/A N/A
5633 ICÓ---069 1,220 1,176 0,377 0,377
5413 MILAGRES---069 1,033 0,962 0,531 0,531
5643 PICI 2---069 1,331 1,268 0,280 0,280
5433 RUSSAS 2---069 1,230 1,242 0,725 0,725
5483 SOBRAL 2---069 1,228 1,121 0,478 0,478
5481 SOBRAL 2---230 1,228 1,121 N/A N/A
5613 TAUÁ 2---069 1,188 1,084 1,585 1,585
COOPERA 2749 FORQUILHINHA---069 1,768 1,827 0,542 0,542
COPEL-DIS
879 APUCARANA---138 1,481 1,467 0,349 0,349
9336 AREIA---013 1,347 1,296 0,429 0,429
823 AREIA---138 1,347 1,295 0,429 0,429
2359 BATEIAS---138 1,676 1,701 0,362 0,362
840 CASCAVEL---138 1,363 1,311 0,289 0,289
9332 CAMPO ASSOBIO---013 1,792 1,825 1,600 1,600
2354 CAMPO ASSOBIO---138 1,780 1,813 0,610 0,610
9321 CAMPO COMPRIDO---013 1,743 1,777 0,891 0,891
2363 CAMPO COMPRIDO---069 1,774 1,810 0,312 0,312
Pág. 82 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
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Ponto de Conexão
TUST-RB (R$/kW.mês)
TUST-FR (R$/kW.mês)
Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
9342 C.I.CURITIBA---013 1,783 1,819 0,674 0,674
2368 C.I.CURITIBA---069 1,772 1,807 0,299 0,299
860 CAMPO MOURÃO---138 1,356 1,297 0,329 0,329
9539 CASCAVEL NORTE---138 1,361 1,307 0,645 0,645
9322 D.I. JOSÉ DOS PINHAIS---013 1,788 1,818 1,453 1,453
9320 D.I. JOSÉ DOS PINHAIS---069 1,798 1,832 0,432 0,432
848 FOZ DO CHOPIM---138 1,149 1,037 0,258 0,258
2447 FOZ DO IGUAÇU NORTE---138 1,476 1,441 0,579 0,579
9334 FIGUEIRA---013 1,514 1,531 0,706 0,706
2485 FIGUEIRA---138 1,514 1,532 0,706 0,706
2373 G.PARIGOT DE SOUZA--138 1,643 1,666 0,693 0,693
9338 G.PARIGOT DE SOUZA---013 1,640 1,662 0,693 0,693
847 GUAÍRA---138 1,430 1,382 0,352 0,352
887 IBIPORÃ--138 1,551 1,547 0,347 0,347
2423 JAGUARIAIVA---138 1,757 1,860 0,391 0,391
890 LONDRINA COT---138 1,561 1,558 0,443 0,443
869 MARINGÁ--138 1,464 1,438 0,552 0,552
853 PATO BRANCO---138 1,155 1,040 0,482 0,482
2383 POSTO FISCAL---138 1,746 1,782 0,523 0,523
9329 PONTA GROSSA NORTE---013 1,661 1,698 0,799 0,799
830 PONTA GROSSA NORTE---138 1,667 1,701 0,967 0,967
9328 PONTA GROSSA NORTE---034 1,661 1,698 0,799 0,799
9326 PONTA GROSSA SUL---013 1,809 1,863 0,755 0,755
2437 PONTA GROSSA SUL---138 1,737 1,780 0,651 0,651
9325 PONTA GROSSA SUL---034 1,809 1,863 0,755 0,755
2387 PILARZINHO---069 1,795 1,836 0,237 0,237
819 PILARZINHO---230 1,799 1,853 N/A N/A
546 ROSANA---138 1,336 1,290 1,397 1,397
9331 SÃO MATEUS DO SUL---013 1,718 1,742 1,879 1,879
9330 SÃO MATEUS DO SUL---034 1,718 1,742 0,785 0,785
2472 SARANDÍ---138 1,478 1,457 0,267 0,267
2399 UMBARÁ SID GUAIRA+PEROXIDOS---230 1,716 1,745
N/A N/A
834 SÃO MATEUS DO SUL---230 1,718 1,742 N/A N/A
2478 SANTA MÔNICA---069 1,806 1,841 0,247 0,247
2397 SANTA QUITERIA---069 1,791 1,827 0,954 0,954
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Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
9535 SANTA QUITERIA---013 1,823 1,862 2,740 2,740
2401 UBERABA---069 1,807 1,843 0,258 0,258
9359 UBERABA---013 1,829 1,862 1,496 1,496
2402 UMBARÁ---069 1,756 1,789 0,382 0,382
9726 UMUARAMA---138 1,439 1,392 0,601 0,601
COPREL
9675 CRUZ ALTA I---023 1,453 1,429 1,539 1,539
1220 JACUÍ---023 1,453 1,429 1,780 1,780
1333 PANAMBI---013 1,453 1,429 1,244 1,244
1284 SANTA MARTA---013 1,528 1,510 0,237 0,237
1279 SANTA MARTA---069 1,528 1,510 0,321 0,321
COSERN
5463 AÇU 2---069 0,860 0,768 1,289 1,289
5468 AÇU 2---138 0,860 0,768 0,265 0,265
5263 CURRAIS NOVOS II---069 0,951 0,869 1,231 1,231
5262 CURRAIS NOVOS II---138 0,951 0,869 3,598 3,598
6133 EXTREMOZ II---069 0,922 0,814 0,465 0,465
5633 ICÓ---069 1,220 1,176 0,377 0,377
5443 MOSSORÓ 2---069 1,078 1,043 0,442 0,442
5243 NATAL 2---069 0,995 0,901 0,224 0,224
5246 NATAL 3---069 0,974 0,874 0,865 0,865
5253 SANTA CRUZ 2---069 0,971 0,882 3,598 3,598
5474 SANTANA MATOS---138 0,860 0,768 3,598 3,598
CPFL Paulista
2336 AMPARO---138 1,627 1,633 1,397 1,397
2296 ARAÇATUBA---138 1,179 1,128 1,397 1,397
560 ARARAQUARA---138 1,379 1,356 0,024 0,024
2337 AUXILIADORA--138 1,644 1,671 1,397 1,397
633 BARIRI---138 1,370 1,345 1,397 1,397
562 BAURU---138 1,399 1,378 0,022 0,022
635 USINA BARRA BONITA---138 1,590 1,605 1,397 1,397
6584 BIRIGUI 3---138 1,191 1,142 1,397 1,397
626 BOTUCATU---138 1,652 1,680 0,011 0,011
2113 BROTAS---138 1,517 1,517 1,397 1,397
171 CAMPINAS---138 1,627 1,633 0,296 0,296
2339 DESCALVADO---138 1,467 1,457 1,397 1,397
2338 DOIS CÓRREGOS---138 1,559 1,568 1,397 1,397
4290 DOOSAN---138 1,556 1,558 1,397 1,397
3106 GETULINA---138 1,286 1,249 0,398 0,398
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Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
2311 GUARANI---138 1,189 1,140 1,397 1,397
3138 CEMIRIM(HOL)---138 1,576 1,578 1,397 1,397
6582 IACANGA---138 1,325 1,294 1,397 1,397
2341 IBITINGA-SE---138 1,330 1,300 1,397 1,397
645 IBITINGA--138 1,326 1,295 1,397 1,397
2342 IPORÃ---138 1,182 1,132 1,397 1,397
689 ITAIPAVA---138 1,448 1,434 1,397 1,397
6610 ITATIBA---138 1,607 1,609 0,931 0,931
2125 JAU---138 1,581 1,595 1,397 1,397
187 MASCARENHAS DE MORAES---138 1,319 1,290 0,318 0,318
596 MIRASSOL 2---138 1,234 1,193 0,731 0,731
696 MOGI MIRIM II---138 1,579 1,581 1,397 1,397
4236 NOVA AVANHANDAVA---013 1,216 1,171 1,397 1,397
2291 AJINOMOTO (VAL)---138 1,154 1,098 1,397 1,397
654 PENÁPOLIS (CTEEP)---138 1,236 1,194 1,397 1,397
2345 PENÁPOLIS (CPFL)---138 1,241 1,199 1,397 1,397
2314 PINHAL---138 1,567 1,567 1,397 1,397
577 PIRACICABA---138 1,534 1,535 0,685 0,685
661 PROMISSÃO---138 1,258 1,218 1,397 1,397
2182 QUÍMICA AMPARO---138 1,628 1,634 1,397 1,397
564 RIBEIRÃO PRETO---138 1,364 1,341 0,033 0,033
2346 SÃO CARLOS---138 1,465 1,455 1,397 1,397
703 SÃO CARLOS 2---138 1,464 1,454 1,397 1,397
568 SANTA BÁRBARA---138 1,553 1,555 0,034 0,034
665 SÃO JOSÉ DO RIO PRETO---138 1,232 1,191 1,397 1,397
571 SUMARÉ---138 1,582 1,585 0,328 0,328
2550 TECUMSEH---138 1,465 1,454 1,397 1,397
2281 TRIANON---138 1,179 1,128 1,397 1,397
4291 GUARANI-TANAMBI---138 1,185 1,137 1,397 1,397
672 UBARANA---069 1,260 1,220 1,397 1,397
4284 UNIVALEM---138 1,153 1,098 1,397 1,397
673 VALPARAÍSO---138 1,150 1,096 1,397 1,397
2348 VILA VENTURA--138 1,252 1,212 1,397 1,397
2121 VOLKSWAGEN---138 1,465 1,454 1,397 1,397
CPFL Sul Paulista 3127 DURATEX---138 1,918 2,007 1,397 1,397
3126 ITAPETININGA 1---138 1,916 2,005 1,397 1,397
Pág. 85 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
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Ponto de Conexão
TUST-RB (R$/kW.mês)
TUST-FR (R$/kW.mês)
Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
741 ITAPETININGA 2---138 1,916 2,005 1,397 1,397
4277 ITAPETININGA 9---138 1,907 1,994 1,397 1,397
DEMEI 1322 IJUÍ 2---069 1,527 1,515 0,291 0,291
1302 IJUÍ 1---023 1,527 1,515 2,101 2,101
DMED 170 POÇOS DE CALDAS---138 1,572 1,569 0,549 0,549
EDEVP
3192 ASSIS I---088 1,262 1,221 1,397 1,397
3193 ASSIS III---088 1,260 1,219 1,397 1,397
3190 BASTOS---138 1,155 1,100 1,397 1,397
3197 CANDIDO MOTA---088 1,326 1,298 1,397 1,397
9513 COCAL---088 1,241 1,196 1,397 1,397
9112 DECASA---088 1,294 1,260 1,397 1,397
3184 HALOTEK FADEL---088 1,281 1,244 1,397 1,397
3199 IBIRAREMA---088 1,303 1,271 1,397 1,397
9519 MARACAÍ---088 1,248 1,204 1,397 1,397
3198 PALMITAL---088 1,354 1,331 1,397 1,397
3194 PARAGUAÇU---088 1,241 1,196 1,397 1,397
9521 QUATA---088 1,229 1,182 1,397 1,397
3196 RANCHARIA---088 1,213 1,163 1,397 1,397
3195 SANTA LINA---088 1,225 1,177 1,397 1,397
3191 TUPÃ---138 1,155 1,100 1,397 1,397
ELEKTRO
543 TRÊS IRMÃOS---138 1,075 1,013 0,009 0,009
1903 TRÊS LAGOAS 1---138 1,080 1,019 1,397 1,397
3801 AGUAÍ---138 1,565 1,565 1,397 1,397
3935 ALPARGATAS---138 1,870 1,946 1,397 1,397
3840 AVANTI/NELITEX/CORTTER---138 1,077 1,016 1,397 1,397
3882 ANDRADINA--138 1,098 1,038 1,397 1,397
3802 ARARAS 1---138 1,509 1,504 1,397 1,397
3803 ARARAS 2---138 1,513 1,509 1,397 1,397
3804 ARTUR NOGUEIRA---138 1,567 1,569 1,397 1,397
3841 ARUJÁ---138 1,710 1,724 1,397 1,397
4130 PETROBRAS - ATIBAIA---138 1,703 1,715 1,397 1,397
3842 ATIBAIA 1---138 1,703 1,715 1,397 1,397
3843 ATIBAIA 3---138 1,705 1,718 1,397 1,397
537 ÁGUA VERMELHA---138 1,094 1,036 0,009 0,009
3844 BERTIOGA 1---138 1,746 1,758 1,397 1,397
709 BERTIOGA 2---138 1,741 1,754 1,397 1,397
Pág. 86 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
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Ponto de Conexão
TUST-RB (R$/kW.mês)
TUST-FR (R$/kW.mês)
Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
3846 BERTIOGA 3---138 1,742 1,754 1,397 1,397
4170 BERTIOGA 4---138 1,741 1,754 1,397 1,397
3917 BURI---138 1,919 2,013 1,397 1,397
591 CABREÚVA---138 1,687 1,703 0,014 0,014
3862 MELHORAMENTOS---138 1,699 1,713 1,397 1,397
550 CAPIVARA---138 1,150 1,092 0,009 0,009
3885 CARDOSO--138 1,127 1,073 1,397 1,397
1907 CASTILHO---138 1,077 1,016 1,397 1,397
624 CAPÃO BONITO--138 1,985 2,093 0,008 0,008
4144 CEA JARINU---138 1,657 1,665 1,397 1,397
4172 CEDASA---138 1,532 1,531 1,397 1,397
3919 CERQUILHO---088 1,574 1,591 1,397 1,397
4148 FERRO LIGA---138 1,828 1,893 1,397 1,397
3920 CESÁRIO LANGE---138 1,835 1,902 1,397 1,397
3969 COCAL 2---138 1,161 1,104 1,397 1,397
3921 CONCHAS---088 1,574 1,591 1,397 1,397
3805 CONCHAL---138 1,569 1,571 1,397 1,397
3806 CORDEIRÓPOLIS---138 1,537 1,536 1,397 1,397
3838 CRESCIUMAL---138 1,502 1,496 1,397 1,397
3870 CRUZAÇO---138 1,685 1,695 1,397 1,397
3837 DELTA INDUSTRIA---138 1,534 1,533 1,397 1,397
3869 DOW QUÍMICA---138 1,753 1,764 1,397 1,397
639 DRACENA--138 1,136 1,078 1,397 1,397
9125 D.C.ITAU---138 1,576 1,578 1,397 1,397
3833 TRW A.NOGUEIRA---138 1,562 1,564 1,397 1,397
4192 ELDORADO---138 1,081 1,021 1,397 1,397
4193 EMBRAMACO--138 1,531 1,530 1,397 1,397
3888 FERNANDÓPOLIS---138 1,123 1,069 1,397 1,397
642 FLORIDA PAULISTA---069 1,155 1,100 1,397 1,397
3851 FRANCISCO MORATO---138 1,700 1,715 1,397 1,397
3852 FRANCO DA ROCHA---138 1,700 1,714 1,397 1,397
3864 GUARATUBA(PETRO GUAR)---138 1,741 1,754 1,397 1,397
3853 GUARUJÁ 1---138 1,753 1,764 1,397 1,397
3854 GUARUJÁ 2---138 1,751 1,762 1,397 1,397
3855 GUARUJÁ 3---138 1,753 1,764 1,397 1,397
9129 HONDA----138 1,486 1,478 1,397 1,397
Pág. 87 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
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Ponto de Conexão
TUST-RB (R$/kW.mês)
TUST-FR (R$/kW.mês)
Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
3808 IRACEMÁPOLIS 1--138 1,542 1,542 1,397 1,397
647 ILHA SOLTEIRA---138 1,083 1,023 1,397 1,397
3938 ITANHANHEM 2---138 1,789 1,824 1,397 1,397
3923 ITANHANHEM 1---138 1,797 1,834 1,397 1,397
3126 ITAPETININGA 1---138 1,916 2,005 1,397 1,397
4171 ITIRAPINA 2---138 1,487 1,479 1,397 1,397
4149 INTERNACIONAL---138 1,577 1,579 1,397 1,397
649 JALES---138 1,108 1,052 1,397 1,397
3858 JARINU 1---138 1,656 1,664 1,397 1,397
541 JUPIÁ---138 1,077 1,016 0,010 0,010
3925 JUQUIÁ---138 1,877 1,944 1,397 1,397
3926 LARANJAL PAULISTA---138 1,777 1,831 1,397 1,397
3809 LEME 1---138 1,498 1,492 1,397 1,397
3834 AJINOMOTO INTERAMERICANA---138 1,559 1,561 1,397 1,397
3835 CONPACEL(RIPASA)---138 1,558 1,560 1,397 1,397
692 LIMEIRA 1---138 1,546 1,546 1,397 1,397
3811 LIMEIRA 2---138 1,559 1,561 1,397 1,397
3812 LIMEIRA 3---138 1,549 1,550 1,397 1,397
3813 LIMEIRA 4---138 1,548 1,548 1,397 1,397
3934 AJINOMOTO BIOLATINA(ORIENTO)---138 1,785 1,841 1,397 1,397
3950 LUK---138 1,592 1,595 1,397 1,397
694 MAIRIPORÃ---138 1,706 1,720 1,397 1,397
3816 MOGI GUAÇU 1---138 1,577 1,579 1,397 1,397
3817 MOGI GUAÇU 2---138 1,575 1,577 1,397 1,397
3823 ENERGYWORKS---138 1,574 1,576 1,397 1,397
3815 MAHLE---138 1,571 1,572 1,397 1,397
3893 MIRANDÓPOLIS 1---138 1,129 1,073 1,397 1,397
3818 MOGI MIRIM 1---138 1,578 1,581 1,397 1,397
696 MOGI MIRIM II---138 1,579 1,581 1,397 1,397
4141 GUARIROBA 1 (UTE MOEMA)---138 1,123 1,068 1,397 1,397
744 MONGAGUÁ---138 1,779 1,809 1,397 1,397
4236 NOVA AVANHANDAVA---013 1,216 1,171 1,397 1,397
3894 PALMEIRA DO OESTE---138 1,101 1,044 1,397 1,397
3863 PARAIBUNA---088 1,811 1,827 1,397 1,397
Pág. 88 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
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Ponto de Conexão
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TUST-FR (R$/kW.mês)
Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
3895 PEREIRA BARRETO---138 1,092 1,033 1,397 1,397
746 PERUÍBE--138 1,818 1,864 1,397 1,397
3836 PETROBRAS(PETRO PIR.)---138 1,476 1,467 1,397 1,397
699 PORTO FERREIRA--138 1,469 1,459 1,397 1,397
3839 PIONEIRO---138 1,094 1,036 1,397 1,397
3896 PIRAPOZINHO 1---138 1,178 1,123 1,397 1,397
3820 PIRASSUNUNGA 1---138 1,482 1,473 1,397 1,397
3821 PIRASSUNUNGA 2---138 1,474 1,464 1,397 1,397
3933 PIRELLI---138 1,826 1,890 1,397 1,397
658 PORTO PRIMAVERA---138 1,336 1,290 1,397 1,397
9126 RIO VERMELHO---138 1,143 1,086 1,397 1,397
701 RIO CLARO I---138 1,531 1,530 1,397 1,397
3825 RIO CLARO 2---138 1,511 1,506 1,397 1,397
3826 RIO CLARO 3---138 1,529 1,528 1,397 1,397
747 REGISTRO---138 1,903 1,981 1,397 1,397
546 ROSANA---138 1,336 1,290 1,397 1,397
3078 SÃO SEBASTIÃO---013 1,742 1,756 1,397 1,397
3830 SANTO ANTÔNIO DA POSSE 1---138 1,576 1,578 1,397 1,397
3828 SANTA CRUZ DAS PALMEIRAS--138 1,481 1,472 1,397 1,397
4131 PETROBRAS - S.ISABEL---088 1,797 1,813 1,397 1,397
3859 KARIBÊ---138 1,800 1,816 1,397 1,397
3856 SANTA ISABEL 1---088 1,795 1,811 1,397 1,397
3807 ELFUSA---138 1,553 1,551 1,397 1,397
3827 SÃO JOÃO DA BOA VISTA 2---138 1,554 1,552 1,397 1,397
3829 SANTA RITA DO PASSA QUATRO 1---138 1,450 1,438 1,397 1,397
3981 S.GERTRUDES---138 1,532 1,531 1,397 1,397
3831 TAMBAU 1---138 1,450 1,438 1,397 1,397
548 TAQUARUÇU---138 1,079 1,014 0,009 0,009
3929 TATUÍ 1---88 1,916 2,005 1,397 1,397
3930 TATUÍ 2---138 1,858 1,931 1,397 1,397
601 TAUBATÉ---138 1,674 1,683 0,023 0,023
748 TIETÊ---138 1,810 1,871 1,397 1,397
4150 TIGRES---138 1,511 1,506 1,397 1,397
672 UBARANA---069 1,260 1,220 1,397 1,397
Pág. 89 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
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Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
2018 UBATUBA 2---138 1,748 1,762 1,397 1,397
3087 VICENTE DE CARVALHO---013 1,755 1,766 1,397 1,397
4133 V.GENTIL---138 1,137 1,085 1,397 1,397
4147 CELULOSE SUL---138 1,080 1,020 1,397 1,397
3832 VARGEM GRANDE DO SUL 1---138 1,537 1,533 1,397 1,397
9128 VIDROPORTO---138 1,469 1,459 1,397 1,397
3903 VOTUPORANGA 1---138 1,147 1,096 1,397 1,397
674 VOTUPORANGA 2---138 1,145 1,093 1,397 1,397
ELETROACRE 6952 RIO BRANCO 1---069 0,000 0,000 0,471 0,471
6951 RIO BRANCO 1---138 0,000 0,000 5,250 5,250
ELETROCAR 1279 SANTA MARTA---069 1,528 1,510 0,321 0,321
1292 TAPERA 2---069 1,670 1,668 1,028 1,028
ELETROPAULO
444 ANHANGUERA---088 1,813 1,831 0,231 0,231
3494 BANDEIRANTES---034 1,854 1,880 0,277 0,277
493 BANDEIRANTES---088 1,854 1,880 0,367 0,367
3429 CENTRO---020 2,102 2,205 0,363 0,363
428 CENTRO---088 2,102 2,205 0,322 0,322
411 EDGARD DE SOUZA---088 1,906 1,962 0,539 0,539
583 EMBU GUAÇU---138 1,750 1,771 0,026 0,026
588 JANDIRA---088 1,756 1,776 0,886 0,886
465 LESTE----088 1,780 1,781 0,186 0,186
496 MILTON FORNASARO---088 1,813 1,830 0,118 0,118
3440 MIGUEL REALE----020 1,899 1,934 0,550 0,550
441 MIGUEL REALE---088 1,899 1,934 0,465 0,465
443 NORDESTE---088 1,812 1,822 0,214 0,214
436 NORTE---088 1,817 1,834 0,446 0,446
3739 PARELHEIROS---138 1,754 1,776 1,397 1,397
486 PIRATININGA II---088 1,776 1,788 0,278 0,278
485 PIRATININGA---088 1,714 1,715 0,257 0,257
422 PIRITUBA---088 2,033 2,108 0,235 0,235
467 RAMON REBERTE FILHO---088 1,802 1,805 0,212 0,212
3475 SUL---088 1,808 1,817 0,161 0,161
ELFSM 2655 MASCARENHAS---138 1,911 1,931 0,400 0,400
ENERGISA BORBOREMA - EBO 5226 CAMPINA GRANDE 2---069 1,026 0,934 0,465 0,465
ENERGISA MINAS GERAIS - 3338 PADRE FIALHO---138 1,783 1,792 1,292 1,292
Pág. 90 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
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Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
EMG
ENERGISA PARAIBA - EPB
5226 CAMPINA GRANDE 2---069 1,026 0,934 0,465 0,465
5623 COREMAS---069 1,231 1,175 0,411 0,411
5203 GOIANINHA---069 1,314 1,273 0,412 0,412
5213 MUSSURÉ 2---069 1,354 1,320 0,259 0,259
5249 PILÕES---138 0,988 0,898 3,598 3,598
5253 SANTA CRUZ 2---069 0,971 0,882 3,598 3,598
5273 SANTA RITA II---069 1,338 1,295 1,076 1,076
ENERGISA SERGIPE - ESE
5713 ITABAIANA---069 1,204 1,180 0,222 0,222
5963 ITABAIANINHA---069 1,676 1,861 1,524 1,524
5723 JARDIM--069 1,202 1,166 0,160 0,160
5721 JARDIM---230 1,202 1,166 N/A N/A
5743 N.S.SOCORRO---069 1,223 1,188 0,471 0,471
5293 PENEDO---069 1,601 1,605 0,665 0,665
6285 XINGÓ---013 0,778 0,680 3,120 3,120
6283 XINGÓ---069 0,778 0,680 3,120 3,120
EMS
1079 ANASTÁCIO---138 1,075 1,033 1,122 1,122
1890 IMBIRUSSU---138 1,040 0,985 1,225 1,225
1026 C.GRANDE 2---138 1,036 0,980 0,741 0,741
1089 CHAPADÃO---230 0,927 0,849 N/A N/A
1019 CORUMBÁ 2---138 1,099 1,065 0,826 0,826
1142 DOURADOS---138 1,104 1,019 0,566 0,566
847 GUAÍRA---138 1,430 1,382 0,352 0,352
1093 INVINHEMA---138 1,069 0,986 0,477 0,477
541 JUPIÁ---138 1,077 1,016 0,010 0,010
658 PORTO PRIMAVERA---138 1,336 1,290 1,397 1,397
1853 SELVÍRIA---138 1,083 1,022 1,397 1,397
1075 SIDROLANDIA---138 1,061 1,007 1,687 1,687
ESCELSA
175 CAMPOS---138 1,698 1,696 0,273 0,273
3024 LINHARES---138 1,951 1,975 0,226 0,226
2655 MASCARENHAS---138 1,911 1,931 0,400 0,400
2909 VERONA---138 1,999 2,026 1,105 1,105
2619 VIANA-----138 1,884 1,905 0,162 0,162
177 VITÓRIA---138 1,913 1,937 0,217 0,217
HIDROPAN 1322 IJUÍ 2---069 1,527 1,515 0,291 0,291
1333 PANAMBI---013 1,453 1,429 1,244 1,244
Pág. 91 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
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Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
CPFL-JAGUARARI
3137 ANTARCTICA-JAG---138 1,576 1,578 1,397 1,397
1968 JAGUARIÚNA---138 1,576 1,578 1,397 1,397
3135 PEDREIRA---138 1,576 1,578 1,397 1,397
CPFL LESTE PAULISTA
683 CACONDE---138 1,503 1,496 1,397 1,397
3132 CASA BRANCA---138 1,493 1,485 1,397 1,397
6603 CASA BRANCA 5---138 1,493 1,484 1,397 1,397
3133 SÃO JOSÉ DO RIO PARDO---138 1,503 1,496 1,397 1,397
LIGHT
173 ADRIANÓPOLIS---138 1,699 1,701 0,283 0,283
276 BRISAMAR---138 1,626 1,617 0,792 0,792
183 C. PAULISTA---138 1,567 1,554 0,105 0,105
178 GRAJAU---138 1,678 1,676 0,221 0,221
180 JACAREPAGUÁ---138 1,688 1,687 0,232 0,232
4325 NOVA IGUAÇU---138 1,621 1,612 0,083 0,083
251 NILO PEÇANHA---138 1,623 1,614 0,649 0,649
184 SANTA CRUZ---138 1,649 1,643 0,792 0,792
169 SÃO JOSÉ---138 1,652 1,644 0,104 0,104
4120 T.OESTE---138 1,642 1,636 0,577 0,577
CPFL MOCOCA 3130 MOCOCA---138 1,488 1,479 1,397 1,397
6601 MOCOCA 4---138 1,503 1,496 1,397 1,397
CNEE
3155 BORBOREMA---138 1,309 1,276 1,397 1,397
638 CATANDUVA---138 1,267 1,229 1,397 1,397
672 UBARANA---069 1,260 1,220 1,397 1,397
CPFL PIRATININGA
576 BOM JARDIM---088 1,659 1,673 0,374 0,374
473 BAIXADA SANTISTA---088 1,755 1,757 0,187 0,187
471 BAIXADA SANTISTA---345 1,755 1,757 N/A N/A
3423 BOITUVA 2---138 1,845 1,914 1,397 1,397
575 BOM JARDIM---138 1,638 1,645 0,012 0,012
3472 EMBRAPORT---138 1,758 1,769 1,397 1,397
6610 ITATIBA---138 1,607 1,609 0,931 0,931
3066 MANAH---138 1,766 1,776 1,397 1,397
415 OESTE----088 1,651 1,657 0,224 0,224
3418 PROCTER GAMBLE---138 1,641 1,649 1,397 1,397
528 SALTO---088 1,641 1,651 1,189 1,189
3420 ULTRAFERTIL---138 1,764 1,774 1,397 1,397
3087 VICENTE DE CARVALHO---013 1,755 1,766 1,397 1,397
2034 ZANCHETTA---138 1,851 1,921 1,397 1,397
Pág. 92 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
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Ponto de Conexão
TUST-RB (R$/kW.mês)
TUST-FR (R$/kW.mês)
Ponta Fora
Ponta Ponta
Fora Ponta
RGE
2068 CACHOEIRINHA 1---138 1,667 1,704 1,695 1,695
1201 CAXIAS SUL 2---069 1,718 1,770 0,495 0,495
1193 CAXIAS SUL 5---069 1,723 1,777 0,578 0,578
1387 CAXIAS SUL 6---069 1,703 1,747 0,939 0,939
9279 CAXIAS SUL 5---013 1,729 1,787 0,488 0,488
1301 CRUZ ALTA I---069 1,453 1,429 1,271 1,271
9675 CRUZ ALTA I---023 1,453 1,429 1,539 1,539
1207 FARROUPILHA---069 1,668 1,710 0,335 0,335
1062 FOZ DO CHAPECÓ---138 1,002 0,833 1,234 1,234
1205 GARIBALDI 1---069 1,694 1,745 0,348 0,348
1209 GRAVATAÍ 2---069 1,689 1,719 0,318 0,318
1314 GRAVATAÍ 3---069 1,660 1,680 0,407 0,407
1313 GRAVATAÍ 3---230 1,660 1,680 N/A N/A
9284 GRAVATAÍ 2---023 1,639 1,663 0,520 0,520
1214 GUARITA---069 1,237 1,108 0,697 0,697
1322 IJUÍ 2---069 1,527 1,515 0,291 0,291
1220 JACUÍ---023 1,453 1,429 1,780 1,780
1326 LAGOA VERMELHA 2---138 1,339 1,308 1,082 1,082
9594 LAJEADO GRANDE---138 1,649 1,685 1,423 1,423
2079 MISSÕES---069 1,480 1,476 3,050 3,050
9548 N.PETRÓPOLIS 2---069 1,655 1,682 1,120 1,120
1226 NOVA PRATA 2---069 1,475 1,454 0,718 0,718
1042 PASSO FUNDO---138 1,142 1,015 0,733 0,733
1251 SANTO ÂNGELO 2---069 1,470 1,454 0,136 0,136
1279 SANTA MARTA---069 1,528 1,510 0,321 0,321
1275 SANTA MARTA---138 1,528 1,510 0,260 0,260
1282 SANTA ROSA---069 1,454 1,421 0,260 0,260
1292 TAPERA 2---069 1,670 1,668 1,028 1,028
2094 TAQUARA---138 1,648 1,678 0,345 0,345
CPFL SANTA CRUZ
3150 AVARÉ NOVA---230 1,681 1,718 N/A N/A
3146 BERNADINO DE CAMPOS---088 1,456 1,456 1,397 1,397
9115 IPAUSSU---088 1,456 1,456 1,397 1,397
3147 ITAI II---138 1,768 1,832 1,397 1,397
3148 OURINHOS 1---088 1,397 1,385 1,397 1,397
3140 OURINHO 2---088 1,411 1,403 1,397 1,397
SULGIPE 5963 ITABAIANINHA---069 1,676 1,861 1,524 1,524
Pág. 93 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Pág. 94 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
ANEXO VI - ENCARGOS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO A SEREM PAGOS PELAS DISTRIBUIDORAS DE ACORDO COM REN 349/2009 (TUSDg-T E TUSDg-ONS)
Distribuidora Encargo (R$/ano)
Rede Básica ONS
AMPLA 0,00 82.212,00
BANDEIRANTE 0,00 348.051,60
CAIUA 0,00 31.356,00
CEB-DIS 0,00 559.572,00
CEEE-D 0,00 418.859,16
CELESC-DIS 0,00 2.168.458,00
CELG-D 0,00 1.965.961,39
CELPA 0,00 73.083,60
CELTINS 0,00 316.731,01
CEMIG-D 1.384.560,00 9.263.823,05
CEPISA 0,00 184.800,00
CERON 5.130.854,40 314.792,40
CNEE 0,00 187.122,96
COELBA 82.721,28 572.437,09
COPEL-DIS 0,00 1.450.391,08
COSERN 1.816.724,16 270.185,76
CPFL LESTE PAULISTA 0,00 527.576,76
CPFL PAULISTA 0,00 5.952.992,90
CPFL PIRATININGA 0,00 147.132,00
CPFL SANTA CRUZ 0,00 319.590,00
EDEVP 0,00 859.154,40
ELEKTRO 0,00 5.604.810,24
ELETROPAULO 0,00 613.854,00
EMG 0,00 476.514,72
EMS 0,00 2.003.176,20
EMT 27.651.514,00 2.813.744,10
ESCELSA 0,00 1.738.781,15
LIGHT 0,00 9.151.518,37
RGE 1.783.320,00 1.128.883,32
Pág. 95 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
ANEXO VII – RELAÇÃO RAP x INVESTIMENTO
Leilões
RAP Investimentos
Impacto Parâmetros
(%)
RAP de
Referência Relação RAP /
Investimento Consolidada
R$ x 103 R$ x 103 Índice de Impacto
(%)
R$ x 103
Edital Edital
Concorrência N° 007/1999 45.290,00 208.000,00 -53,69% 46,31% 20.975,95 10,08%
Concorrência N° 011/1999 34.605,00 156.400,00 -53,69% 46,31% 16.027,22 10,25%
Concorrência N° 003/2000 15.280,56 75.250,00 -53,69% 46,31% 7.077,15 9,40%
Leilão Nº 002/2000 330.344,36 1.619.270,00 -53,69% 46,31% 152.998,15 9,45%
Leilão Nº 004/2000 235.998,00 1.190.810,00 -53,69% 46,31% 109.301,87 9,18%
Leilão Nº 001/2001 5.812,19 29.238,00 -53,69% 46,31% 2.691,90 9,21%
Leilão Nº 003/2001 57.510,09 287.645,58 -53,69% 46,31% 26.635,65 9,26%
Leilão Nº 002/2002 213.922,43 935.438,09 -53,69% 46,31% 99.077,63 10,59%
Leilão Nº 001/2003 410.239,57 1.776.859,89 -53,69% 46,31% 190.001,41 10,69%
Leilão Nº 001/2004 419.061,34 2.062.984,92 -51,22% 48,78% 204.418,41 9,91%
Leilão Nº 002/2004 216.488,33 1.052.633,91 -51,22% 48,78% 105.603,15 10,03%
Leilão Nº 001/2005 511.528,05 2.873.240,22 -43,97% 56,03% 286.627,93 9,98%
Leilão Nº 003/2006 119.441,99 679.882,53 -43,97% 56,03% 66.927,73 9,84%
Leilão Nº 005/2006 203.347,07 1.120.532,62 -45,17% 54,83% 111.499,28 9,95%
Leilão Nº 004/2007 148.562,52 1.051.197,91 -20,53% 79,47% 118.069,69 11,23%
Leilão Nº 004/2008 395.364,90 2.840.437,31 -15,65% 84,35% 333.482,03 11,74%
Leilão Nº 006/2008 56.226,70 420.970,49 -15,65% 84,35% 47.426,05 11,27%
Leilão Nº 008/2008 140.513,44 974.711,98 -15,65% 84,35% 118.520,15 12,16%
Leilão Nº 007/2008 799.535,69 5.402.732,15 -17,00% 83,00% 663.648,02 12,28%
Leilão Nº 001/2009 220.376,23 1.717.774,73 -11,64% 88,36% 194.714,32 11,34%
Leilão Nº 005/2009 170.845,77 1.339.364,74 -6,04% 93,96% 160.529,52 11,99%
Leilão Nº 001/2010 84.184,61 699.455,08 -7,70% 92,30% 77.700,02 11,11%
Leilões nº006/2010 39.175,79 324.078,35 -6,04% 93,96% 36.810,22 11,36%
Leilão Nº 008/2010 93.073,72 762.425,94 -6,14% 93,86% 87.360,81 11,46%
Leilão Nº 001/2011 93.600,82 759.487,53 -1,80% 98,20% 91.914,72 12,10%
Leilão Nº 004/2011 341.437,01 2.834.853,81 -1,80% 98,20% 335.286,46 11,83%
Leilão Nº 006/2011 193.616,46 1.624.078,01 -1,80% 98,20% 190.128,71 11,71%
Leilão Nº 002/2012 363.943,51 2.997.557,46 -1,80% 98,20% 357.387,54 11,92%
Leilão Nº 003/2012 50.063,10 444.573,01 4,84% 104,84% 52.488,24 11,81%
Leilão Nº 005/2012 90.792,78 833.128,90 4,84% 104,84% 95.190,93 11,43%
Leilão Nº 007/2012 450.138,63 4.104.694,61 4,84% 104,84% 471.944,06 11,50%
Leilão Nº 001/2013 452.201,58 4.108.231,63 12,73% 112,73% 509.760,16 12,41%
Leilão Nº 002/2013 89.452,68 871.756,92 12,73% 112,73% 100.838,68 11,57%
Leilão Nº 007/2013 372.198,73 3.422.752,11 12,73% 112,73% 419.574,13 12,26%
Leilão Nº 011/2013 701.043,61 5.094.434,59 -9,62% 90,38% 633.589,35 12,44%
Leilão Nº 013/2013 36.891,97 341.458,83 12,73% 112,73% 41.587,77 12,18%
Leilão Nº 001/2014 403.072,75 3.375.379,59 0,97% 100,97% 406.975,15 12,06%
Leilão Nº 004/2014 466.570,09 3.907.363,54 0,67% 100,67% 469.688,85 12,02%
Leilão Nº 007/2014 204.330,92 1.728.350,00 0,00% 100,00% 204.330,92 11,82%
TOTAL 9.276.082,98 66.049.435,00 - - 7.618.809,94 11,54%
Pág. 96 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
ANEXO VIII - ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 23/2015 OBS: CONSIDERA TODAS AS CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS, INCLUSIVE AQUELAS REFERENTES AO
CÁLCULO DA TUSDg QUE NÃO FORAM ABORDADAS NA PRESENTE NOTA TÉCNICA
RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 23/2015
Colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da base de dados preliminar para o cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST e Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição para centrais geradoras – TUSDg do ciclo tarifário 2015 -2016.
Lista de contribuições: CEMIG – D CPFL ENERGIA FURNAS ABRACE
COELBA EDP UTE IPÊ
AUTOR TEXTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA
CEMIG – D
Solicitamos atualização das informações da UTE Vale do Tijuco I e II e UTE ERB (antiga UTE Santa Vitória).
Aceito
Informamos as alterações societárias: UHE Igarapava, UHE Funil, UHE Risoleta Neves e Amador Aguiar (Capim Branco I e II), conforme arquivo anexo zipado “informações contratuais”
Aceito
Encaminhamos o CUSD da UTE Santo Angelo, conforme arquivo anexo zipado “informações contratuais”
Aceito
Apresentação dos dados para atualização da base de dados no formato do EditCepel ao invés de planilha Excel e os Diagramas Unifilares das RUs no formato PlotCepel, devido o programa Nodal ser no formato dos Programas do CEPEL da família ANA.
Não Aceito O objeto da contribuição não foi tema da Consulta Pública.
Treinamento das empresas Distribuidoras e demais agentes na ferramenta Nodal
Não Aceito O objeto da contribuição não foi tema Consulta Pública.
CPFL ENERGIA
CPFL Paulista: Pasta “Linhas e Transformadores” – Alterar os parâmetros das 6 (seis) LTs indicadas. Pasta “Usinas” – Alterar os valores de ‘Energia Assegurada’ e ‘MUSD Contratado’ para as barras 6598 (RETIRO---GER) e 6599 (PALMEIRA-GER).
Aceito
Parâmetros de linha atualizados. Devido à mudança do arquivo de entrada do aplicativo NODAL, a informação de energia assegurada não é mais necessária.
CPFL Piratininga: Pasta “Linhas e Transformadores” – Alterar os parâmetros da LT 11733 (EMBRAP1Y-138) – 3472 (EMBRAP---138). Pasta “Usinas” – Alterar os valores de ‘Energia Assegurada’ e ‘MUSD Contratado’ da barra n° 92411(P_Columbi088).
Parcialmente Aceito
Parâmetros de linha atualizados. MUSD contratado não alterado, pois não há confirmação por cópia de CUSD da informação. Devido à mudança do arquivo de entrada do aplicativo NODAL, a informação de
Pág. 97 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
energia assegurada não é mais necessária.
CPFL Leste Paulista: Pasta “Barras e Cargas”- A barra n° 98840 (C.BRANC5-138) deve ser excluída. Pasta “Linhas e Transformadores” – A ligação da barra n° 98840 com a barra n° 6603 (CBRANCA5-138) também deve ser excluída. Havia duplicidade de trecho e barra. Permanece a barra n° 6603 como barra de carga.
Aceito Inclusão da linha 6603 – 11684 para evitar ilhamento da barra
FURNAS Solicita alteração de parâmetros e exclusão de linhas
Aceito
COELBA
1) Corrigir o valor da Geração UTE SUZANO MUCURI de 8 MW para 40 MW no arquivo TUSDg2015-2016.USI conforme indicado abaixo: UTE SUZANO MUCURI 40.00 40.00 s 96445 SUZANO---GER 40.00 0.0 2) No arquivo TUSDg2015-2016.DC a barra 96445 1 SUZANO---GER não considera a geração de 40 MW da SUZANO. Corrigir para: 96445 1 SUZANO---GER 1000 40.0 -13.14 13.14 2 3 65
Aceito O Aplicativo NODAL não utiliza a informação de geração do arquivo .DC.
EDP
A UHE MASCARENHAS teve suas UGs repotenciadas e desde 08/02/2013 com a entrada em operação comercial da UG2 totalizou 138,5MWm de energia assegurada e 198.00MW de potência instalada e MUSD contratado.
Parcialmente Aceito
Devido à mudança do arquivo de entrada do aplicativo NODAL, a informação de energia assegurada não é mais necessária. MUSD contratado não alterado, pois não há confirmação por cópia de CUSD da informação.
A UTE SOL teve alteração na sua energia assegurada e MUSD contratado, porém os dados no arquivo original não estão atualizados, conforme banco de dados de nossa distribuidora.
Parcialmente Aceito
Devido à mudança do arquivo de entrada do aplicativo NODAL, a informação de energia assegurada não é mais necessária. MUSD contratado não alterado, pois não há confirmação por cópia de CUSD da informação.
Adequar os valores observados nas barras descritas. • BARRA 97235 (CRUZEIRO) – INSERIR DEMANDA DE 21,82 MW; • BARRA 97220 (CPAULIST) – CORRIGIR DEMANDA PARA 10,64 MW; • BARRA 97276 (FERRAZ) – CORRIGIR DEMANDA DE 3,70 MW PARA 81,81 MW; • BARRA 97279 (CPTMMFEI) – CORRIGIR DEMANDA DE 81,81 MW PARA 3,70 MW.
Parcialmente Aceito
A carga da SE Cruzeiro está declarada na Barra 97236. A inserção do valor na outra barra da SE Cruzeiro, resultaria que o somatório das cargas maior que o MUST contratado para o ponto.
UTE IPÊ A Base de dados traz a informação errada Aceito
Pág. 98 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
de MUSD contrato de 20MW, enquanto o correto é 25 MW
ABRACE
A ABRACE entende que a Audiência Pública prévia ao cálculo tarifário deveria contemplar, além da base de dados, uma estimativa da RAP do ciclo, do IAT, Tarifas prévias e descrição das usinas e linhas previstas para o ciclo
Não Aceito
A Audiência Pública tem por objetivo aprimorar a base de dados, de modo que tenha maior exatidão quando do cálculo tarifário. Entende-se que as incertezas associadas a uma estimativa prévia da tarifa podem gerar expectativas que não se concretizarão no cálculo do ciclo tarifário. Isso porque quando a audiência é aberta os dados do SIGET ainda não estão completos, os índices econômicos não estão disponíveis, as parcelas financeiras ainda não foram apuradas pelo ONS, o ONS ainda não concluiu a análise dos montantes de uso contratados, ainda não é possível mapear todos os geradores que entrarão no ciclo tarifário, a ANEEL ainda não analisou a proposta orçamentária do ONS e nem todos os passivos pleiteados pelos usuários contratantes do sistema de transmissão foram analisados pela ANEEL.
A ABRACE questiona o fato da ANEEL utilizar para construção da base de dados o Plano de Ampliações e Reforços – PAR, os dados do SIGET, o PDE e as informações da fiscalização da ANEEL sobre as usinas que entrarão em operação, que não necessariamente convergem nas informações
Não Aceito
As informações utilizadas pela ANEEL levam em consideração a finalidade da informação, o horizonte de abrangência e seu grau de precisão. O SIGET é utilizado para a previsão das instalações de transmissão no horizonte de um ciclo tarifário. O PAR atualiza os dados de rede no horizonte de 4 ciclos tarifários (curto prazo), sendo (i) o primeiro utilizado no cálculo das TUST de carga e geração, e (ii) os outros três somente para cálculo das tarifas dos geradores. O PDE atualiza os dados de rede no horizonte de até 10 ciclos tarifários (longo prazo), sendo utilizados somente no cálculo das tarifas estabilizadas dos geradores. Os CUST
Pág. 99 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
celebrados são utilizados para compor os usuários pagantes do sistema no ciclo tarifário de interesse. O Relatório de Fiscalização da SFG é utilizado para modelagem dos geradores em caso específico (alínea d.ii do item III.13.5 da NT nº 162/2015-SGT/ANEEL) e para horizonte de um ciclo tarifário. A composição de todas as fontes de informação pretende alcançar a melhor estimativa de receitas das transmissoras, de pagamentos dos usuários e de configuração da rede, de forma a minimizar os ajustes financeiros no ciclo tarifário posterior. Ressalta-se que desvios de estimativa sempre vão compor a parcela de ajuste do ciclo tarifário seguinte
Foram questionadas as modelagens de geradores e linhas de transmissão nas bases de dados anteriores
Não Aceito
Esclarecemos: i) A linha Anastácio – Corumbá 2 230 kV, já constava do SIGET no ciclo tarifário 2014-2015, conforme NT 178/2014-SRT/ANEEL que subsidiou a REH 1.756/2014, bem como na base da dados do ciclo 2014-2015; ii) A linha de transmissão Figueira – Ponta Grossa Norte 230 kV faz parte da RBSE e, portanto, já se encontra em operação comercial e consta do SIGET e da base de dados do ciclo 2014-2015, iii) A UHE Colider não foi incluída na base de dados do ciclo 2014-2015, pois não tinha CUST celebrado, primeiro critério para constar na base (para mais informações sobre critérios de modelagem dos geradores ver item III.13.5 da NT nº 162/2015-SGT/ANEEL) ; iv) a UTE Maranhão foi modelada no ciclo 2014-2015 pois tinha CUST celebrado e disponibilidade de rede para injetar potência, condições suficientes para pagamento
Pág. 100 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
dos respectivos encargos, independente do estágio das obras de implantação da usina. Ressalta-se, novamente, que desvios de estimativa vão compor a parcela de ajuste do ciclo tarifário seguinte.
Foi apontado que o arquivo de extensão .USI disponibilizado possuía nome que não permitia rodar o Programa Nodal
Não Aceito
Registra-se que o nome do arquivo de extensão .USI não influencia em sua utilização junto ao Programa Nodal
Foram questionadas as premissas utilizadas para inclusão de agentes de geração na base, o que poderia ensejar incertezas.
Não Aceito
A inclusão de geradores na base de dados do ciclo tarifário é feita conforme CUST, previsão de disponibilização das instalações de transmissão conforme SIGET e relatório da SFG mais atualizado. Os critérios de modelagem das cargas (item III.13.4 da NT nº 162/2015-SGT/ANEEL) e dos geradores (item III.13.5 da NT nº 162/2015-SGT/ANEEL) da Nota visam incluir no rateio da RAP, os potenciais pagantes do sistema de transmissão, a fim de minimizar a Parcela de Ajuste do ciclo tarifário seguinte e garantir a arrecadação dos recursos suficientes para o pagamento do sistema de transmissão. Quando há insuficiência de pagamentos, no ciclo seguinte há uma PA positiva que deve ser arcada pelos consumidores e geradores com previsão de cálculo da TUST (geradores com tarifa estabilizada não se sujeitam a esse risco). Em caso de sobre-pagamentos, no ciclo seguinte há uma PA negativa a ser aplicada sobre a RAP prevista em benefício dos consumidores e dos geradores com previsão de cálculo da TUST (geradores com tarifa estabilizada não se sujeitam a esse benefício).