Diário Oficial da União – 30/06/2022

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Diário Oficial da União – Seção 1 nº122 – 30.06.2022

Ministério de Minas e Energia
GABINETE DO MINISTRO
PORTARIA Nº 657/GM/MME, DE 28 DE JUNHO DE 2022
O MINISTRO DE ESTADO DE MINAS E ENERGIA, no uso das atribuições que lhe
confere o art. 87, parágrafo único, incisos II e IV, da Constituição, tendo em vista o
disposto nos arts.17 e34 daLei nº9.074, de7de julhode 1995,no art.1º, inciso X,
Anexo I, do Decreto nº 9.675, de 2 de janeiro de 2019, no art. 75-A, inciso III, do caput,
do Decreto nº 5.163,de 30de julho de2004, eo queconsta doProcesso nº
48340.001769/2021-53, resolve:
Art. 1º Autorizar à Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel que proceda a
incorporação dos bens e instalações que compõem o Sistema de Transmissão de Energia
Elétrica – de que trata a Resolução ANEEL nº 153, de 23 de maio de 2000, que chegou ao
seu fim – ao Contrato de Concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica
nº 057/2001-ANEEL,de titularidadeda Companhiade Geraçãoe Transmissãode Energia
Elétrica do Sul do Brasil – Eletrobras CGTEletrosul, inscrita no CNPJsob o nº
02.016.507/0001-69, nos termos do art. 34 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.
Art. 2º ACompanhia deGeração eTransmissão deEnergia Elétricado Suldo
Brasil – Eletrobras CGT Eletrosul não faz jus à indenização de investimentos no Sistema de
Transmissão outorgado por meio da Resolução ANEEL nº 153, de 2000, sendo considerados
completamente amortizados pelacomercializaçãode energiarealizadaaolongo do prazo
da outorga, por sua conta e risco.
Art. 3º ACompanhia deGeração eTransmissão deEnergia Elétricado Suldo
Brasil – EletrobrasCGTEletrosul fazjus àsreceitasanuais paracoberturado custode
Operação e Manutenção dos bens e instalações incorporados, que totalizam o valor de R$
220.091,09 (duzentos e vinte mil, noventa e um reais e nove centavos), a preços de junho
de 2021.
Parágrafo único. Os Adicionais de Receita Anual Permitida – RAP para cobertura
dos custos deOperaçãoeManutenção serãosubmetidosaosprocessos derevisão de
receitas ordinários do Contrato de Concessão nº 057/2001-ANEEL.
Art. 4º ACompanhia deGeração eTransmissão deEnergia Elétricado Suldo
Brasil – Eletrobras CGTEletrosul deveráencaminhar àAneel oTermo deConcordância
referente à incorporaçãodosbense instalaçõesaoContratode Concessãonº 057/2001-
ANEEL, na forma do Anexo desta Portaria, acompanhado dos documentos comprobatórios
de suaregularidadefiscal,trabalhistaesetorial, noprazodeaté60(sessenta) dias,
contados a partir da data de publicação desta Portaria.
Art. 5º ACompanhia deGeração eTransmissão deEnergia Elétricado Suldo
Brasil – Eletrobras CGT Eletrosul deverá celebrar, encerrar ou adequar, conforme
regulamentação e prazo estabelecidos pela Aneel, os Contratos de Prestação de Serviço de
Transmissão – CPST, os Contratos de Uso de Transmissão – CUST e os Contratos de Conexão
às Instalações de Transmissão – CCT, envolvendo os bens e instalações incorporados.
Parágrafo único. OsContratos existentesdeimportação ede exportaçãode
energia elétrica deverão ser encerrados no prazo estabelecido pela Agência, não podendo
ser celebrados novos Contratos com essa natureza.
Art. 6º A Aneel deverá providenciar a assinatura de Termo Aditivo ao Contrato
de Concessão nº057/2001-ANEELpara formalizara incorporaçãodosreferidos bense
instalações.
§ 1º As instalações de que trata o art. 1º serão classificadas, nos termos do art.
17 da Lei nº 9.074, de 7 dejulho de 1995, como instalaçãodestinada a interligação
internacional.
§ 2º A forma de rateio dos custos destas instalações será definida pela Aneel,
que procederá a adequação via Termo Aditivo.
§ 3º O Termo Aditivo conterá cláusulas:
I – prevendoque osseus efeitosdevem retroagirà datade encerramentoda
respectiva outorga, desde que a Aneel conclua que a titular, nesse período, não suspendeu
o serviço de operação e de manutençãodos bens e instalações,e não recebeu
remuneração pela comercialização de energia elétrica em decorrência do uso de tais
ativos; e
II -de renúnciaaeventuaisdireitospreexistentesreferentes aosbenseàs
instalações quecontrariem odispostonalegislação,naregulamentação enas demais
normas vigentes.
Art. 7º A Aneel expedirá as normas complementares necessárias ao
cumprimento do disposto nesta Portaria.
Art. 8º Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.
ADOLFO SACHSIDA
ANEXO
TERMO DE CONCORDÂNCIA
À Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
SGAN – Quadra 603 Módulos “I” e “J”
70830-110 – Brasília – DF
Considerando as informações constantes do Despacho ANEEL nº 3.525, de 9 de
novembro de 2021, a Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do
Brasil – Eletrobras CGT Eletrosul, inscrita no CNPJ sob o nº 02.016.507/0001-69, concorda
com a incorporação dos bense instalações que compõemo Sistema deTransmissão de
Energia Elétrica – de que trata a Resolução ANEEL nº 153, de 23 de maio de 2000 – ao
Contrato de Concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica nº 057/2001-
ANEEL, de sua titularidade, nos termos do art. 34 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995,
e reconhece que as receitas definidas pela Agência, em conjunto com as regras de reajuste
e de revisão estabelecidas no Contrato deConcessão, são suficientes, nestadata, para
manter o seu equilíbrio econômico-financeiro, bemcomo concorda que sesubmeterá à
legislação e à regulação do Serviço Público de Transmissão.
Adicionalmente, estaconcessionáriaconcordaque nãofazjuzavalorde
indenização dos benseinstalaçõesvinculados àoutorgavencida,conforme consta do
referido Despacho.
Acompanham este Termo os documentos comprobatórios de regularidade
fiscal, trabalhista e setorial da concessionária.
_______________, _______ de ___________ de ______.
___________________________________________
Representante Legal (nos termos do Estatuto Social)
Nome completo:
CPF:
___________________________________________
Representante Legal (nos termos do Estatuto Social)
Nome completo:
CPF:
PORTARIA Nº 658/GM/MME, DE 28 DE JUNHO DE 2022
O MINISTRO DE ESTADO DE MINAS E ENERGIA, no uso das atribuições que lhe
confere o art. 87, parágrafo único, incisos II e IV, da Constituição, tendo em vista o
disposto no art. 31, § 1º, da Lei nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999, nos arts. 12, 19 e 20,
do Decreto nº 5.163, de30 de julhode 2004, no art.18 do Decretonº 9.830, de10 de
junho de 2019, e o que consta no Processo nº 48360.000083/2021-15, resolve:
Art. 1º Divulgar, para Consulta Pública, a minuta de Portaria contendo proposta
para alteração da Portaria nº 29/GM/MME, de 28 de janeiro de 2011.
Parágrafo único. Os documentos e informações pertinentes podem ser obtidos
na página doMinistériodeMinas eEnergianainternet, noendereçoeletrônico
www.gov.br/mme, Portal de Consultas Públicas.
Art. 2º As contribuições dos interessados para o aprimoramento da proposta de
que trata o art. 1º, serão recebidas pelo Ministério de Minas e Energia, por meio do citado
Portal, pelo prazo dequinze dias, contadosa partir dadata depublicação desta
Portaria.
Art. 3º Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.
ADOLFO SACHSIDA
ANEXO
MINUTA DE PORTARIA Nº , DE DE DE 2022.
O MINISTRO DE ESTADO DE MINAS E ENERGIA, no uso das atribuições que lhe
confere o art. 87, parágrafo único, incisos II e IV, da Constituição, tendo em vista o
disposto nos arts. 12, 19 e 20, do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, e o que consta
do Processo nº 48360.000083/2021-15, resolve:
Art. 1º APortarianº29/GM/MME, de28de janeirode2011,passa avigorar
com as seguintes alterações:
“Art. 1º Os empreendedores que negociarem energia elétrica proveniente de
fonte eólica nos Leilõesde quetratam oDecreto nº5.163, de30 dejulho de2004, eo
Decreto nº 6.353, de 16 de janeiro de 2008, deverão iniciar as medições anemométricas e
climatológicas permanentes no local do parque de geração, na altura do eixo dos
aerogeradores, observando que:
…………………………………………………………………………………………………………………..
II -os registrosdasmediçõesanemométricasdeverão sertransmitidosà
Empresa de Pesquisa Energética – EPE, de acordo com relação de grandezas e protocolo de
transmissão de dados definidos em Nota Técnica vigente da EPE (Nº EPE-DEE-RE-057/2016-
r1, de 2 de dezembro de 2016); e
III – as medições devem ser iniciadas em até sessenta dias após a data de Início
das Obras da Usina, conforme divulgado mensalmente pela Agência Nacional de Energia
Elétrica, por meio do Relatório de Acompanhamento da Expansão da Oferta de Geração de
Energia Elétrica (RALIE) ou outro documento que venha a substituí-lo.
………………………………………………………………………………………………………………”
(NR)
Art. 2º Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.
ADOLFO SACHSIDA
DESPACHO DE 27 DE JUNHO DE 2022
Processo nº 48500.002780/2001-18. Interessada: Companhia Brasileira de Alumínio – CBA.
Assunto: Requerimentode ProrrogaçãodoPrazodeConcessão daUsinaHidrelétrica
denominada UHE Salto do Iporanga, cadastrada com o Código Único de Empreendimento
de Geração – CEG: UHE.PH.SP.002626-3.01, localizada no Rio Assungui, Município de Juquiá,
Estado de São Paulo, outorgada à Companhia Brasileira de Alumínio – CBA, inscrita no CNPJ
sob o nº 61.409.892/0001-73, por meio do Decreto nº 69.470, de 5 de novembro de 1971.
Despacho: NostermosdaNotaTécnica nº154/2022/DOC/SPEedoParecernº
146/2022/CONJUR-MME/CGU/AGU,aprovadopelos Despachosnº755/2022/CONJURMME/
CGU/AGU enº 815/2022/CONJUR-MME/CGU/AGU,que adotocomo fundamentos
desta Decisão, indefiro os Requerimentos de Prorrogação do Prazo de Concessão da Usina
Hidrelétrica denominada UHE Salto do Iporanga, tendo em vista o seu não cabimento aos
termos: I) do art. 4º, § 2º, da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; II) da Cláusula Segunda,
Subcláusula Primeira, do Contrato de Concessão nº 05/2002-ANEEL; e III) do art. 2º da Lei
nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013.
ADOLFO SACHSIDA
Ministro
DESPACHO DE 28 DE JUNHO DE 2022
Processo nº 48500.003001/2021-34. Interessada: Paraíso Transmissora deEnergia S.A.
Assunto: Requerimento Administrativoformulado porGermanade Vasconcellos Alves
Carvalho requerendo a anulação da Portaria nº 611/GM/MME, de 3 de fevereiro de 2022,
publicada no Diário Oficial da União de 4 de fevereiro de 2022, que declarou a Caducidade
da Concessão outorgadapormeiodo ContratodeConcessãode ServiçoPúblico de
Transmissão de Energia Elétricanº 02/2015-ANEEL,bem comoque sejaautorizada a
assunção do mencionado Contrato de Concessão, para promoçãode sua reestruturação
financeira, com base no art. 27-A, da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, e anuída
a troca decontrolesocietáriointegral, comoalternativaàExtinção daOutorga, com
supedâneo no art. 4º-C, da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995. Despacho: Nos termos do
Parecer nº 183/2022/CONJUR-MME/CGU/AGU, aprovadopelos Despachosnº
905/2022/CONJUR-MME/CGU/AGU e nº910/2022/CONJUR-MME/CGU/AGU, que adoto
como fundamento destaDecisão, conheçooRequerimento formuladoe, nomérito,
indefiro os pedidos.
ADOLFO SACHSIDA
Ministro
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.024, DE 28 DE JUNHO DE 2022
Aprova os Submódulos 7.4, 9.4 e 10.5 dos Procedimentos de
Regulação Tarifária – PRORET, e revoga as Resoluções
Normativas nº 349, de 13 de janeiro de 2009 e nº 559, de 27
de junho de 2013.
A DIRETORA-GERAL SUBSTITUTA DAAGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA
ELÉTRICA -ANEEL, conforme a Portaria nº 139, de 18 de maio de 2022 no uso de suas
de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista
o disposto no Decreto nº 10.139, de 28 de novembro de 2019, e na Portaria nº 6.405,
de 27 de maio de 2020, e o que consta dos Processos nº 48500.003882/2011-11, nº
48500.001552/2018-68 e nº 48500.005908/2020-57, resolve:
Art. 1º Aprovar as versões 1.0 dos Submódulos 9.4 e 10.5 e da versão 2.0
do Submódulo 7.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.
Art. 2º AcrescentaroCapítuloXIII-A eosarts. 55-A,55-B,55-Ce 55-Dà
Resolução Normativa nº 1.003, de 1º de fevereiro de 2022, que passa a vigorar com as
seguintes alterações:
“CAPÍTULO XIII-A
DAS OBRIGAÇÕES PARA CÁLCULO DA TUSDg
Art. 55-A As distribuidorasque possuaminstalações nonível detensão de
138 kV ou88 kVdeverão encaminharà ANEEL,até odia 1ºde marçode cadaano,
base de dados atualizada para fins de cálculo das Tarifas de Uso dos Sistemas de
Distribuição – TUSDg, conforme orientações da ANEEL, as seguintes informações:
I – representação das cargas;
II -dados físicosdaslinhasdetransmissãoe transformadoresdepotência;
e
III – dados das centrais geradoras conectadas no nível de tensão de 138 kV
e 88 kV.
Art. 55-B As transmissoras deverão encaminhar à ANEEL os dados físicos das
linhas de transmissão no nível de tensão de 138 kV ou 88 kV e dos transformadores de
potência com tensão secundária igual a 138 kV ou 88 kV, até o dia 1º de março de cada
ano.
Art. 55-C O detalhamento e a forma de envio dos dados e informações
referidas nos arts. 55-A e 55-B serão regulamentados nos PRODIST.
Art. 55-D Asdistribuidorasdeverão encaminharà ANEEL,ematé 60dias
após a sua assinatura, cópiados CUSDe aditivos celebradoscom centrais
geradoras.”
Art. 3º Alterar o Quadro I do Anexo I da Resolução Normativa nº 1.003, de
1º de fevereiro de 2022, conforme a seguir:
MÓDULOS: Submódulo 7.4 – TarifasPara Centrais Geradoras; Anexo: LIV;
Versão: 2.0; Vigência: Desde 30/06/2022;
MÓDULOS: Submódulo 9.4- Cálculo das Tarifas de Usodo Sistema de
Transmissão (TUST) e da Tarifa de Transportede Itaipu; LXIII; Versão:1.0; Vigência:
Desde 30/06/2022;
MÓDULOS: Submódulo 10.5 – Informações Periódicas para Cálculo da TUST e
Encargos; Anexo LXIX; Versão: 1.0; Vigência: Desde 30/06/2022.
Art. 4º Incluir no Quadro II do Anexo I da Resolução Normativa nº 1.003, de
1º de fevereiro de 2022, as versões conforme a seguir:
Submódulo: 7.4; Versão: 1.0 C; Ato: REN; Aprovação: 1.003/2022; Vigência
de: 01/03/2022; Até: 29/06/2022;
Art. 5º Alterar o inciso II no art. 19 da Resolução nº 281, de 1º de outubro
de 1999, que passa a vigorar com a seguinte redação.
“Art. 19. …………………………………………………………….
II – pelas concessionáriasde transmissãoe peloONS contraas centrais
geradoras que tenham celebrado Contrato deUso dos Sistemas deTransmissão, na
proporção das suas receitas permitidas;”
Art. 6º Revogar os seguintes atos normativos:
– Resolução Normativa nº 349, de 13 de janeiro de 2009; e
– Resolução Normativa nº 559, de 27 de junho de 2013;.
Art. 7º Esta Resolução entra em vigor em 30 de junho de 2022.
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
ANEXO LIV
Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição
Submódulo 7.4
TARIFAS PARA CENTRAIS GERADORAS
Versão 2.0 C
1. OBJETIVO
1. Estabelecer a metodologia de cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de
Distribuição aplicáveis às centrais geradoras – TUSDg.
2. ABRANGÊNCIA
2. Aplica-se a todas as revisões e aos reajustes tarifários de concessionárias
de serviço público de distribuiçãode energiaelétrica que possuamcentrais geradoras
conectadas ao sistema de distribuição.
3. CRITÉRIOS GERAIS
3. As tarifasparaas centraisgeradoras serãodefinidasde acordocom
metodologias específicas aplicadas a cada subgrupo tarifário.
4. As tarifas para as centraisgeradoras do subgrupo A2,conectadas em
tensão igual a 138 kV ou 88 kV são nominais e definidas com utilização de metodologia
nodal.
5. As tarifas para as centrais geradoras conectadas nos níveis de tensão de
2,3 kV a 69 kV serão definidas por subgrupo tarifário (A4, A3a e A3a).
6 As tarifas para as centrais geradoras conectadas em tensão igual ou
inferior a 2,3 kV, pertencentes ao grupoB, será definida segundocaracterísticas da
central geradora e da rede em que se se conecta.
7. As Tarifas de Referência serão apuradas no momento da revisão tarifária
periódica, exceção paraascentraisgeradoras dosubgrupoA2que podemternova
tarifa de referência apurada nosreajustes tarifáriosanuais ou dascentrais geradoras
que participem de leilão de energia nova.
4. DEFINIÇÕES
8. Para os fins e efeitos desse submódulo, são adotados os seguintes critérios
e conceitos:
i. Redes Unificadas- RU:conjuntosde instalaçõesde transmissãoe
distribuição, natensão de138kVou 88kV,quepossuampelo menosumacentral
geradora conectada, incluindo:
a) transformadores de potência classificados como Rede Básica com tensão
secundária de 138 kVou 88kV, b) DemaisInstalações deTransmissão -DIT –
classificadas como compartilhadas ou como de uso exclusivo de concessionárias ou de
permissionárias de distribuição e c) as instalações de propriedade das concessionárias ou
permissionárias de distribuição, separadas entre si segundo critérios técnicos;
ii. Fluxo de potência de referência: calculado com base na topologia da rede
e nos montantes de carga e geração projetados no período de cálculo, para o Sistema
Interligado Nacional – SIN, adicionado dos dados das concessionárias e permissionárias
de distribuição e concessionárias de transmissão, necessários para modelagem das
RU.
5.TARIFAPARAASCENTRAIS GERADORASDOAGRUPAMENTOAT-2
(SUBGRUPO A2)
5.1. TARIFA DE REFERÊNCIA
5.1.1 COMPOSIÇÃO DA TUSDg EM A2
9. As tarifas paraas centraisgeradoras dosubgrupo A2são nominais,
formada por três componentes tarifárias como segue:
i. TUSDg-D/DIT: parcela relativa à receita da Rede Unificada – RU;
ii. TUSDg-T: parcelarelativaaofluxodeexportação paraaRedeBásica;
e
iii. TUSDg – ONS: parcela relativa ao custeio do ONS (Operador Nacional do
Sistema Elétrico).
5.1.2 CÁLCULO DA COMPONENTE TUSDg-D/DIT
10. A receita de referência de uma RU será estabelecida pelo somatório das
seguintes parcelas:
i. Receitas AnuaisPermitidas dostransformadoresde potênciaclassificados
como Rede Básica, com tensão secundária de 88 kV ou 138 kV;
ii. Parcela das Receitas Anuais Permitidas (RAP) das DIT compartilhadas ou de
uso exclusivo de distribuidoras, no nível de tensão de 88 kV ou 138 kV; e
iii. Receita anual apurada pela ANEEL para as instalações em 88 kV ou 138
kV, incluídos os transformadores de potência com tensão secundária nestes níveis de
tensão, de propriedade de concessionárias ou permissionárias de distribuição, composta
pela soma dos valores dos seguintes itens:
10.3.1. Remuneração das instalações de distribuição em serviço;
10.3.2. Quota de reintegração regulatória;
10.3.3. Custos operacionais associados ao ativo em serviço;
10.3.4. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE; e
10.3.5. Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e Eficiência Energética
5.1.3 CRITÉRIO DE CÁLCULO DA COMPONENTE TUSDg-D/DIT
11. A componente TUSDg-D/DIT será estabelecida com base na metodologia
nodal, dispostano Submódulo9.4doPRORET,edeverá observarosseguintes
critérios:
i. rateiodareceitadereferênciada RUdeformaproporcionalàscargase
aos Montantes de Uso do Sistema de Distribuição – MUSD – contratados por centrais
geradoras representados na RU, considerando a diferença de montantes como geração
ou carga fictícia, de acordo com a equação a seguir:
1_MME_30_14660299_001
1_MME_30_14660299_002
ii. limite mínimodezeroe máximodecem porcentoparao fatorde
ponderação de carregamento das linhas de transmissão e transformadores de potência;
iii. consideração do despacho de todasas centrais geradorasde forma
proporcional às suas potênciasinstaladas, combase nofluxo depotência de referência
para atendimento àscargas dossubmercados aque estiveremconectadas asreferidas
centrais, para consideração da parcela TUSDg_D/DIT e TUSDg_T;
iv. uso dascapacidades nominaisdelonga duraçãoconstantes dosContratos
de Prestação de Serviçosde Transmissão- CPST,para ostransformadores depotência
integrantes da Rede Básica;
v. uso de valores padronizados para as capacidades nominais de longa duração
das linhas de transmissão e transformadores de potência pertencentes às concessionárias
ou permissionárias de distribuição ou integrantes das DIT, segundo critérios definidos pela
ANEEL;
vi. uso de valores padronizados de custos de reposição de equipamentos para
as linhas detransmissão etransformadoresde potência,parafins decálculo doscustos
unitários dos equipamentos, segundo critérios definidos pela ANEEL;
Vii. valor mínimo da tarifa igual a zero; e
Viii. Quando não existirdéficit de cargaou geração,a correspondente
componente fictícia da equação (1) será nula.
5.1.4 CRITÉRIO DE CÁLCULO DA COMPONENTE TUSDg-T
12. Quandoofluxodepotência dereferênciaresultaremexportaçãode
geração da RU para a Rede Básica, será calculada a componente tarifária TUSDg-T,
destinada a remunerar o uso do sistema de transmissão, apurada com base nos seguintes
critérios:
i-cálculo de encargo de usodo sistema detransmissão devido aofluxo de
exportação por ponto de conexão à Rede Básica; e
ii- rateio do somatório dos encargosde uso do sistemade transmissão
proporcionalmente ao sinal locacional e ao MUSD de cada central geradora da RU.
5.1.5 CRITÉRIO DE CÁLCULO DA COMPONENTE TUSDg-ONS
13. A componente tarifária TUSDg-ONS será calculada com base no orçamento
anual do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, homologado pela ANEEL, de forma
proporcional aosMontantesde UsodosSistemasdeTransmissão- MUST-ede
Distribuição – MUSD – contratados pelas centrais geradoras.
5.1.6 LIMITADOR TARIFÁRIO
14. A TUSDg de referência terá seu valor limitado ao maior valor de Tarifa de
Uso dos Sistemas de Transmissão – TUST – apurado para o segmento geração nas barras
de Rede Básica asquais asrespectivas RedesUnificadas seconectam, daseguinte
forma:
i. para todasas centraisgeradoras queestão emoperação comercialou
entrarem em operação comercial e celebrarem Contrato de Usodo Sistema de
Distribuição – CUSD – até 30 de junho de 2013;
ii. paraascentraisgeradoras queseconectememredesunificadas
importadoras, assim identificadas no momento do cálculo das TUSDg de referência; e
iii. para as centrais geradoras de fonte hidráulicas, independente da
característica da rede unificada ser importadora ou exportadora.
15. A aplicação do limitador tarifário será considerada no momento de cálculo
da nova tarifa de referência.
5.1.7 CRITÉRIOS PARA CÁLCULO DAS TARIFAS DE REFERÊNCIA
16. Anualmente, atéo dia1º dejulho,serão homologadasas TUSDgde
referência, calculadas de acordo com o disposto nesse submódulo, para as novas centrais
geradoras e para as centraisgeradoras quepossuam CUSD celebradoscom distribuidora
cuja revisão tarifária ocorrerá nos 12 meses seguintes ao dia 1° de julho, sendo que:
i. As TUSDgdereferênciaservirão debasepara ocálculodaTUSDg nadata
contratual de revisão ou reajuste tarifário de cada distribuidora;
ii. A central geradora que tiver o MUSD alterado será considerada como nova
central geradora, para efeitos de cálculo da TUSDg.
17. Previamente aos leilões deenergia nova, aANEEL publicará aTUSDg de
referência para os novos empreendimentos de geração que não estejam em operação
comercial, participantes do certame, com conexão prevista em 138 ou 88 kV.
5.1.8 ABERTURA TARIFÁRIA – FORMAÇÃO DAS COMPONENTES TARIFÁRIAS
18. No processo tarifário da distribuidora a componente TUSDg-D/DIT de uma
central geradora será decomposta proporcionalmente às parcelas de referência da
distribuidora com a qual possui Contrato de Uso dos Sistemas deDistribuição – CUSD –
celebrado.
19 Areceitadereferência dadistribuidoraécompostapelasparcelas
discriminadas no parágrafo 10.
20 Ascomponentestarifárias TUSDg-TeTUSDg-ONSsãocomponentes
específicas.
5.1.9 ATUALIZAÇÃO DAS TARIFAS DE REFERÊNCIA
21. No processotarifário dadistribuidoraserão homologadasas TUSDgdas
centrais geradorascomnovastarifasdereferência, apartirdaatualização da TUSDg de
referência definida em 1º de julho precedente, mediante a aplicação do Índice Geral de
Preços do Mercado – IGP-M da Fundação Getúlio Vargas – FGV – acumulado no período.
22. Nos reajustes tarifários das distribuidoras, as TUSDg vigentes serão
atualizadas de acordo com cada componente específico de custo, como segue:
22.1.1. Parcela B, formada pelareceita correspondente às parcelas descritas
nas alíneas a, b e c do inciso III do parágrafo 10: reajustada pelo valor da diferença (IVI
– Fator X) apurado nos termos do Módulo 3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária –
PRORET;
22.1.2. Parcela A, formada pelas receitas referidasnos incisos I, II e pelas
parcelas de receita descritasnas alíneas d,e, fdo inciso III,todos doparágrafo 10:
reajustada pelo índicedevariaçãode preços(IVI)apurado nostermosdoMódulo 3do
PRORET.
ii. Componente TUSDg-T: reajustadopelo índicede variaçãode preços(IVI)
apurado nos termos do Módulo 3 do PRORET;
iii. Componente TUSDg-ONS: reajustado pelo índice de variação de preços (IVI)
apurado nos termos do Módulo 3 do PRORET.
23. A TUSDg deque tratao parágrafo 17,para ascentrais geradorasque se
sagrarem vencedoras dos respectivos certames,será aplicadaaos 10 ciclostarifários de
distribuição a contar daquele da entrada em operação comercial das centrais de geração
prevista no edital do leilão.
24. A TUSDg de referência publicada para os leilões de energia, nos termos do
parágrafo 17, será atualizada pelo Índice Geral de Preços do Mercado – IGPM da Fundação
Getúlio Vargas – FGV.
5.2.TARIFAS BASE ECONÔMICA
25. As Tarifas base econômica das centrais geradoras dosubgrupo A2 não
serão atualizadas pelofatormultiplicativo,sendo devalorigualàs Tarifas de
Referência.
5.3 TARIFAS DE APLICAÇÃO
26. As Tarifas base financeira das centrais geradoras serão apuradas conforme
disposto no item 3.2 do Submódulo 7.3.
27. As Tarifas base financeiradas centrais geradorasdo subgrupo A2que se
sagraram vencedoras nos leilões de energia nova e que tiveram suas tarifas previamente
estabelecidas e estabilizadas nos termos do parágrafo 23, não serão atualizadas pelo fator
multiplicativo, sendo igual às Tarifas base econômica.
5. TARIFA PARAAS CENTRAIS GERADORAS DOAGRUPAMENTO AT-3
(SUBGRUPO A3)
6.1. TARIFA DE REFERÊNCIA
28. Para as centrais geradoras do subgrupo A3, conectadas em 69 kV, a Tarifa
de referência seráobtidapelaatualização, decadacomponentetarifário que compõe a
tarifa de referência, pelo IGP-M – Índice Geral de Preçosde Mercado, apurado pela
Fundação Getúlio Vargas, acumulado desde o último processo tarifário.
6.2. TARIFAS BASE ECONÔMICA
29. As Tarifas base econômica das centrais geradoras dosubgrupo A3 não
serão atualizadas pelofatormultiplicativo,sendo devalorigualàs Tarifas de
Referência.
6.3. TARIFAS DE APLICAÇÃO
30. A Tarifa base financeira será obtida pelo produto da Tarifa base econômica
por um fator multiplicativo, por componente tarifário, conforme definido no item 3.2 do
Submódulo 7.3.
6. TARIFA PARA AS CENTRAIS GERADORAS DO AGRUPAMENTO MT (SUBGRUPO
A3a e A4)
7.1. TARIFA DE REFERÊNCIA
7.1.1. TUSDg FIO B
31. A Tarifa de Referência TUSDg FIO B será apurada no momento da revisão
tarifária a partir da Tarifa de Referência do segmento consumo, definida conforme o
Submódulo 7.2, de acordo com a seguinte equação: 1_MME_30_14660299_003
32. O custo de atendimentode uma centralgeradora no agrupamentoMT é
obtido a partir docusto médiocalculado conformeitem 3.2do Submódulo7.2,
considerando apenas o custo das linhas e conexão de linha do agrupamento MT.
7.1.2. TUSDg PERDAS TÉCNICAS
33. As Tarifas de Referência para as perdas técnicas, apuradas no momento da
revisão tarifária, são calculadas por agrupamento de acordo com a seguinte equação: 1_MME_30_14660299_004
7.1.4. TUSDg ENCARGOS
34. A TarifadeReferênciapara acomponentetarifáriaTFSEE édefinida
aplicando-se a alíquota percentual da base decálculo à tarifa dereferência do
componente tarifário TUSDg FIO B.
35. A Tarifa de Referência para a componente tarifáriaP&D é definida
aplicando-se a alíquota percentualda basede cálculoao somatóriodas tarifas de
referência dos componentes tarifários TUSDg FIOB, TUSDg Perdas Técnicase TUSDg
TFSEE.
7.2 TARIFAS BASE ECONÔMICA
36. A TUSDg Base Econômica será a tarifa de referência atualizada pelo
fator multiplicativo de cada componente tarifário, conforme disposto no item 3.1 do
Submódulo 7.3.
7.3. TARIFAS DE APLICAÇÃO
37. A tarifa base financeira deverá ser obtida pelo ajuste da tarifa base
econômica pelo fator multiplicativo da receita financeira de cada componente tarifário,
conforme procedimento disposto no item 3.2 do Submódulo 7.3.
38. A TUSDgde Aplicaçãoserá osomatórioda TUSDgbase econômicae
TUSDg base financeira.
7. TARIFA PARA AS CENTRAISGERADORAS DO AGRUPAMENTO BT (GRUPO
B)
8.1. TARIFA DE REFERÊNCIA
8.1.1. TUSDg FIO B
39. As Tarifas de ReferênciaTUSDg FIO Bpara as centraisgeradoras do
agrupamento BT, conectadas em tensão inferior a 2,3 kV, apuradas no momento da
revisão tarifária, são determinadas de acordo com o Montante de Uso do Sistema de
Distribuição -MUSDdacentralgeradora emrelaçãoàpotêncianominaldo
transformador de distribuição existente na rede no momento da solicitação de acesso.
São definidos 2 tipos de conexões:
i. Tipo 1: MUSD menorque apotência nominal dotransformador de
distribuição; a Tarifa de Referência TUSDg FIO B será definida com base no custo de
atendimento considerando apenas o custo das redes de baixa tensão; ou
ii. Tipo 2: MUSD maior que a potência nominaldo transformador de
distribuição; a Tarifa de Referência TUSDg FIO B será definida com base no custo de
atendimento considerando os custos das redes, postos de transformação e
transformadores de distribuição de baixa tensão e os custos de linhas e conexão de
linhas de média tensão.
40. A Tarifa de Referência TUSDg FIO Bé obtida a partirda Tarifa de
Referência do segmento consumo, definido conforme o Submódulo 7.2, de acordo com
a seguinte equação:
1_MME_30_14660299_005
8.1.2. TUSDg PERDAS TÉCNICAS
41. As Tarifas de Referência para as perdas técnicas, apuradas no momento
da revisão tarifária, são calculadas por agrupamento de acordo com a equação 4.
8.1.3. TUSDg ENCARGOS
42. A TarifadeReferênciapara acomponentetarifáriaTFSEE édefinida
aplicando-se a alíquota percentual da base decálculo à tarifa dereferência do
componente tarifário TUSDg FIO B.
43. A Tarifa de Referência para a componente tarifáriaP&D é definida
aplicando-se a alíquota percentualda basede cálculoao somatóriodas tarifas de
referência dos componentes tarifários TUSDg FIOB, TUSDg Perdas Técnicase TUSDg
TFSEE.
8.2 TARIFAS BASE ECONÔMICA
44. A TUSDg Base Econômica será a tarifa de referência atualizada pelo
fator multiplicativo de cada componente tarifário, conforme disposto no item 3.1 do
Submódulo 7.3.
8.3. TARIFAS DE APLICAÇÃO
45. A tarifa base financeira deverá ser obtida pelo ajuste da tarifa base
econômica pelo fator multiplicativo da receita financeira de cada componente tarifário,
conforme procedimento disposto no item 3.2 do Submódulo 7.3.
46. A TUSDgde Aplicaçãoserá osomatórioda TUSDgbase econômicae
TUSDg base financeira.
8. DA RECEITA FATURADA PELADISTRIBUIDORA COM A TUSDg DO
AGRUPAMENTO AT-2
47. As receitas associadas às componentes TUSDg-T e TUSDg-ONS serão
repassadas respectivamente às transmissoras e ao ONS, pelas distribuidoras, por meio
do Contrato de Uso dos Sistemas de Transmissão – CUST.
48. Para as distribuidoras que não possuam CUST com o ONS, o repasse da
receita deverá ser feito por meio do CUSD celebrado entre a distribuidora suprida e
a respectiva supridora.
10. DISPOSIÇÕES GERAIS E TRANSITÓRIAS
49. Para mitigar grandesvariações daTUSDg dosagrupamentos MTe BT,
pode-se analisar emcadaprocesso tarifáriouma regradetransição, escalonando a
aplicação da nova.
50. Paraas centraisgeradorasconectadasem138kV ou88kV,não
consideradas nominalmente no momento de cálculo das tarifasde referência, será
definida uma tarifa genérica, com base na média das tarifas de referência de todas as
centrais geradoras, consideradas como novas, da respectiva distribuidora acessada.
51. Astarifas dequetratamoparágrafo52 devemserutilizadasno
faturamento do encargo de uso do sistema de distribuição para acesso ao sistema de
distribuição em caráter temporário em níveis de tensão de 88 kV ou 138 kV.
ANEXO LXIII
Submódulo 9.4
CÁLCULODAS TARIFASDEUSO DOSISTEMADETRANSMISSÃO (TUST)E
TARIFA DE TRANSPORTE DE ITAIPU
Versão 1.0 C
1. OBJETIVO
Estabelecer os procedimentos utilizados para o cálculo das Tarifas de Uso do
Sistema de Transmissão (TUST) e da Tarifa de Transporte de Itaipu.
2. ABRANGÊNCIA
2. Aplica-seàscentrais degeração,autoprodutores,consumidores,
importadores e exportadores de energia elétrica, ou seja, todos aqueles que acessam
a rede básica (sistêmica), em nível de tensão igual ou superior à 230 kV, bem como
aos novos empreendimentos de geração participantes de leilões de energia nova com
previsão de conexão à rede básica e que não estejam em operação comercial.
3. METODOLOGIA NODAL PARA CÁLCULO DA TUST-RB
3.A metodologia para cálculodas tarifase encargosnodais sebaseia na
estimativa de custosqueosusuários impõemàredenos períodosdeexigência
máxima, calculados a partir dos custos de investimento, operação e manutenção da
rede mínima capaz de transportar os fluxos ocasionados em tais pontos.
4.Os encargos são ajustados ao montante necessário para cobrir os custos
de serviço do sistema de transmissão ou de distribuição, por meio de valor aditivo à
tarifa de cadabarra, deformaa preservararelatividade dosencargos entre os
diversos agentes usuários.
5.Assim, metodologia nodal busca capturar a variação dos custos de
expansão da rede, decorrente de um incremento marginal deinjeção de potência,
causados pelo crescimento da cargaou dageração, considerando ascondições de
demanda em que oselementos detransmissão sãoutilizados emcarregamento
máximo.
6.Para a aplicação da metodologia são adotadas as seguintes hipóteses:
i. utiliza-se a “rede ideal de custo mínimo”, que se refere à rede necessária
para o atendimento da demanda a partir das usinas existentes, e que tem a mesma
topologia e impedâncias da rede existente no horizonte de cálculo;
ii. a capacidade de transmissão de cada linha e transformador da rede ideal
coincide como fluxoverificadonoelemento,nacondição dedemandaconsiderada
para o estabelecimento das tarifas de transmissão; e
iii. admite-se que a expansão da rede de transmissão se fará utilizando as
rotas existentes. Isto implica em considerar que é possível expandir por meio de
acréscimos marginais na capacidade de transmissão das rotas existentes.
7.A soluçãoanalítica domodeloéobtida apartirdarede idealdecusto
mínimo emque écalculadoumcasobase defluxodepotêncialinear pormeioda
construção da matriz desensibilidade querelaciona osfluxos depotência nas
diferentes linhas e transformadorescom apotência injetadaem cadabarra do
sistema.
8.Esta matrizdesensibilidadeéobtida apartirdamatrizdeimpedâncias
“Zbus” que se calcula como parte do processo de solução do fluxo de potência linear.
Cada sensibilidade é definida matematicamente como:
9.Em outrostermos, aumentando-seem1MWacarga ouageraçãoem
uma barra dosistema,pode-sedeterminar avariaçãodosfluxos naslinhase
transformadores. Como seestáconsiderandoque nãoháfolgasna capacidade de
transmissão, tais variações acarretam investimentos para elevar marginalmente a
capacidade desses elementos.
10.A partir desses fluxos incrementais e usando custos padronizados de
expansão (custos de reposição de linhas e subestações, parametrizados pelo
comprimento das linhas, níveis de tensão e potência nominal de transformadores), é
determinada a variação do custo de reposição da rede ideal para um aumento de 1
MW na geração ou na carga de cada barra do sistema, que definirá o preço nodal na
barra, em R$/MW.
11.Para a determinação das tarifas nodais utilizam-se custos unitários, isto
é, custos normalizados pelas capacidades padronizadas para cada elemento do sistema.
Estes são baseados em custos de reposição, operação e manutenção típicos do sistema
de transmissão. 1_MME_30_14660299_007
12.Para a obtenção doscustos unitários daslinhas detransmissão, as
capacidades de transporte são padronizadas por nível de tensãoe para os
transformadores, as capacidades são padronizadas pelas potências nominais, conforme
valores dispostos no Anexo I.
13.Para o cálculo da tarifa nodal foi introduzido o fator de ponderação com
limite inferior de 0% e limite máximo de 100% no carregamento dos elementos (linhas
de transmissão e transformadores), estabelecido da seguinte forma:
1_MME_30_14660299_008
14.Assim, determinam-se os custos (ou benefícios) associados a uma unidade
de incremento nademanda ounageração emcada barradosistema deacordo coma
seguinte fórmula: 1_MME_30_14660299_009
15.As tarifas nodais são estabelecidas em função de seu ponto de conexão
à rede, não existindo relação entre pontos de injeção e pontos de retirada. Para o
cálculo dessas tarifas, é definida uma barra de referência, advinda dos estudos de caso
base de planejamento e única para todo o sistema, em que são compensadas as
variações de injeção nas demais barras. Sendo assim, esta prerrogativa é considerada na
equação acima, uma vez que os fatores BLb dependerão da referência escolhida.
3.1.AJUSTE DAS TARIFAS PARA COBERTURATOTAL DA RECEITA ANUAL
PERMITIDA – RAP
16.Os custos de transmissão da rede básica são remunerados às
transmissoras pormeioda RAP.Estareceitaéarrecadadapor meiodosEncargos de
Uso do Sistema deTransmissão (EUST),que sãopagos pelosusuários darede
básica.
17.Denomina-se EUST, o valor resultante do produto entre aTUST-RB e o
Montante de Uso do Sistema de Transmissão – MUST contratado pelos usuários nos
pontos de conexão com a rede básica, por meio dos Contratos de Uso do Sistema de
Transmissão (CUST).
18.Entretanto, os encargos resultantes da aplicação da tarifa nodal, que
representa a parcela locacional da TUST-RB, não são suficientes para recuperar a RAP
total provisionada no cálculo das tarifas. Desta forma, adiciona-se às tarifas nodais uma
parcela aditiva, constante em R$/MW, garantindo o total de receita a ser
arrecadada: 1_MME_30_14660299_010
19.A parcela aditiva para o segmento geração (Kgeração) é calculada: 1_MME_30_14660299_011
20.A parcela aditiva parao segmentoconsumo (Kconsumo) é determinadade
forma semelhante, de modo que: 1_MME_30_14660299_012
4. PROCEDIMENTOS GERAIS PARA CÁLCULO DA TUST-RB
21.As TUST serão aplicadas em base mensal, considerando a metodologia
descrita na seção 3, considerando as disposições a seguir.
22.O limite mínimodaTUST-RB deveser50%da TarifaEquivalente
Uniforme (TEU) de cada segmento, calculada da seguinte forma:
1_MME_30_14660299_013
23.Os encargos deusodo sistemadetransmissãodeverão sersuficientes
para a prestação deste serviço e serãodevidos aos respectivos concessionáriose ao
Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), observando:
i. as receitas anuais permitidas para as empresas concessionárias de
transmissão, determinadas pela ANEEL;
ii. a parcela do orçamento anual do ONS a ser coberta por estes encargos,
conforme estabelecido no seu Estatuto e aprovada pela ANEEL;
iii. passivos financeiros excepcionais aprovados pela ANEEL; e
iv. a compensação de déficit ou superávit do exercício anterior,
contabilizado anualmente pelo ONS e aprovado pela ANEEL.
24.As perdas elétricas nos sistemas de transmissão para fins de
contabilização e liquidação serão tratadas pela Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE), de acordo com as regras específicas.
25.Deverão ser considerados os Montantes de Uso do Sistema de
Transmissão (MUST) contratados pelos usuários em regime permanente, de acordo com
as Regras de Transmissão.
26.Para o segmento geração, será descontada as Parcelas TUSDg-T e TUSDg-
ONS definidas no Submódulo 7.4 do Proret, por meio de parcela aditiva para formação
da TUST-RB.
27.Para o segmento consumo, será considerado os ajustes de arrecadação
por meio de parcela aditiva decorrentes dos itens 6.1 e 7.3, especificamente.
28.O fator de ponderação será calculado considerando igual a 0% e igual a
100%.
29.Deverá ser utilizada as capacidades nominais de longa duração
constantes dos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão (CPST) para fins de
definição da CapL.
30.Deverá ser utilizado os custos-padrão estabelecidos a partir do Banco de
Preços de Referência ANEEL e cadastrados no SIGET, conforme Anexo I, para definição
dos custos de reposição (CustoL).
31.Deverá ser utilizado caso base de fluxo de potência com a configuração
anual do Sistema Interligado Nacional (SIN), considerando:
i.o despacho de todas as centrais de geração de forma proporcional aos
MUST contratados em regime permanente, de forma a manter o equilíbrio entre carga
e geração em cada submercado do SIN;
ii.as instalações em operação comercial e as com previsão de entrada em
operação no horizonte de cálculo; e
iii.a modelagem dosefeitosda etapade motorizaçãodecada centralde
geração.
5. TUST-RB DO SEGMENTO GERAÇÃO
32.As TUST-RB do segmento geração serão controladas por ponto de
conexão deRedeBásica,apartir demétricadenominadadeenvoltóriatarifária,
descrita a seguir:
i. Para o primeirociclo deaplicação (cicloN-1), considerara TUST
Controlada (TC) por ponto de conexão de Rede Básica igual à TUST calculada na Barra
(TB), também denominada de Tarifa de Partida (TP):
TCN-1 = TBN-1
ii. A partir do segundo ciclo (ciclo N), considerar o seguinte mecanismo de
controle tarifário: 1_MME_30_14660299_014
Onde,
N – ciclo tarifário de aplicação do controle tarifário;
TB – TUST-RB da Barra calculada anualmente;
PTB – Participação da TUST daBarra calculada anualmente,definida em
20%;
TC – TUST-RB Controlada da barra;
PTC – Participação da TUST Controlada, definida em 80%;
LS – Limite Superior;
LI – Limite Inferior;
IAT – Índice de Atualização da Transmissão (%); e
re – Risco de expansão da transmissão, definido em 5%.
33.O IAT será calculado considerando a seguinte equação:
IATi = (IGP-Mj x CIGP-Mi) + (IPCAj x CIPCAi)
Onde:
IATi – Índice de Atualização da Transmissão no ciclo tarifário i;
IGP-Mj – IGP-M acumulado no ciclo tarifário j;
IPCAj – IPCA acumulado no ciclo tarifário j;
CIGP-Mj – Proporção da RAP das instalações de Rede Básica em operação com
contratos de concessão reajustados por IGP-M no início do ciclo tarifário i;
CIPCA j – Proporção da RAP das instalações de Rede Básica em operação com
contratos de concessão reajustados por IPCA no início do ciclo tarifário i;
i – ciclo tarifário atual; e
j – ciclo tarifário anterior, que considera os índices de maio do ciclo (i-2) a
maio do ciclo (i-1).
34.A partir da edição desse regulamento, o IAT manterá seu histórico
inalterado, atualizando apenas os índices relacionados ao período do ciclo j.
35.As TUST-RB das centrais de geração cuja remuneração seja integralmente
oriunda de cotas de garantia física destinadas ao atendimentodo Ambiente de
Contratação Regulada (ACR) serão aquelas efetivamente obtidas para cada ciclo tarifário
mediante cálculo anual (TB), não se aplicando o disposto nos parágrafos 32 e 33.
36.As TUST-RB poderão ser estimadaspelas centraisde geração apartir das
Tarifas Controladas (TC) homologadasa cadaciclo porponto deconexão deRede
Básica.
37.A Tarifa de Partida (TP) para o controle tarifário dos pontos de conexão de
Rede Básicaainda nãohomologadosnociclotarifário,relacionados àparticipação de
novas centrais de geração em leilões do ACR, será estabelecida previamente ao certame
desde que:
i. o novo ponto deconexão seja oriundode novo sistemade transmissão
integrante de Rede Básica planejado estritamentepara o escoamentoda geração
relacionada ao leilão do ACR, de modo que a tarifa de partida para o controle tarifário
será obtida mediantecálculoprospectivono cicloprevistoparainício desuprimento a
partir de base de dados elaborada pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) com base
no Plano Decenal de Energia Elétrica (PDE) e de RAP prospectiva calculada nos termos da
seção 8;
ii. A Tarifa de Partida (TP) será válida em caso deêxito no certame e
contratação do ponto de conexão declarado no leilão mediante celebração do Contrato
de Uso do Sistema de Transmissão (CUST); e
iii. A Tarifade Partidaseráatualizada peloIATpara areferência dociclo
imediatamente anterior ao ciclo previsto para a entrada emoperação do respectivo
ponto de conexão.
38.Seccionamento de Linhas de Transmissão de Rede Básica não é considerado
novo sistema de transmissão planejado, de modo que não ensejará o cálculo descrito no
parágrafo anterior.
39.Para os casos de TUST-RB de pontos de conexão de Rede Básica ainda não
homologados, as centraisde geraçãopoderãoestimar apartirdas tarifasda barra (TB)
calculadas nos pontos de conexão adjacentes ao ponto de interesse.
40.No âmbito da Apuração Mensal dos Serviços e Encargos de Transmissão
(AMSE), fica oONSautorizadoa definirosEUSTconsiderando asTUST-RB
homologadas:
i. para cada ponto de conexão contratado (caso geral); ou
ii. nominalmente para cada central de geração, caso se conforme nos termos
do parágrafo 35 ou dos procedimentos transitórios definidos na seção 10.
41.Caso alguma central degeração celebre CUSTe nãohaja TUST-RB
homologada para o ponto de conexão de Rede Básica contratado, o ONS deverá aplicar
a Tarifa Controlada (TC) homologada do ponto de conexão eletricamente mais próximo
até o ciclo tarifário subsequente, quando o ponto de conexão contratado passará a ser
modelado na basede dados,considerando atarifa aplicadano cicloanterior como de
partida (TP) para a envoltória tarifária.
42.Para as centraisgeradorasassociadas,a TUSTseráúnicapara oconjunto
associado e será estabelecida nas apuraçõesmensais de serviços eencargos de
transmissão pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS após a celebração do
respectivo Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST da seguinte forma: 1_MME_30_14660299_015
Onde:
TUSTg – TUST-RBcalculada pelaANEELaplicável paracada centralde
geração integrante do conjunto associado;
MUSTg – Parcela do Montante de Uso do Sistema de Transmissão – MUST
contratado declarada para cada central geradora integrante do conjunto associado;
I – central geradora participante da associação; e
n – total de centrais geradoras participantes da associação.
43.Aplicam-se às centrais geradoras associadas as demais condições
estabelecidas neste regulamento.
6.. TUST DO SEGMENTO CONSUMO
6.1. TUST-RB DO SEGMENTO CONSUMO
44.As TUST-RB do segmento consumo serão estabelecidas a cada ciclo
tarifário, nos horários de ponta e fora ponta, com omontante a ser arrecadado
rateado de forma proporcional ao total de MUST contratado em regime permanente
e em cada horário.
45.As diferenças anuais apuradas a cada ciclo tarifário, para mais ou para
menos, entreas TUST-RBestabelecidasparaosegmento geraçãoeaquelas
efetivamente obtidas parao mesmociclomediante simulaçãoanual (TB),serão
contabilizadas e atribuídas aosegmento consumodo SINde formaproporcional aos
MUST contratados em regime permanente.
46.No âmbito da AMSE, caso algum usuário do segmento consumo celebre
CUST e não haja TUST-RB homologada para o ponto de conexão contratado, o ONS
deverá aplicar a tarifa homologada do ponto de conexão eletricamente mais próximo
até o ciclo tarifário subsequente, quando o ponto de conexão contratado passará a ser
modelado na base de dados.
6.2. TUST-FR DAS DISTRIBUIDORAS E PERMISSIONÁRIAS
47.A RAP associada às instalações de fronteira deve considerar as parcelas
relacionadas aos transformadores e conexões com tensão primária igual ou superior a
230 kV pertencentesà RedeBásica eas instalaçõesclassificadas comoDemais
Instalações de Transmissão (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, nos termos do Submódulo 9.3 do PRORET.
48.A TUST-FR será obtida a partir do rateio do valor total da RAP e PA pelo
somatório dos MUST contratados em regime permanente e em cada ponto de conexão,
pelas respectivas distribuidoras e permissionárias, nos postos tarifários de ponta e fora
de ponta.
49.No âmbito da AMSE, caso algum usuário do segmento consumo celebre
CUST e não haja TUST-FR homologada parao ponto de conexãocontratado, o ONS
deverá:
i.aplicar atarifa homologadaparaospontosde conexãopertencentesà
Rede Básica de Fronteira/DITcompartilhada, casoo pontode conexãofaça parte
dessas instalações; ou
ii.solicitá-la à ANEEL, caso contrário.
7.. BASE DE DADOS DA TUST
50.A Base de Dados para cálculo da TUST deverá ser colocada em Tomada
de Subsídios a cada ciclo tarifário, para que a sociedade possa excrutiná-la, de modo
a propiciaraparticipação públicaeapromoçãodaqualidade dosdadosaserem
utilizados no cálculo.
51.Deverá ser representada a rede elétrica em operação comercial acrescida
das instalações previstas para entrarem em operação comercial até o fim do ciclo
tarifário sob cálculo, conforme dados disponibilizados no SIGET.
52.Após a homologação da Base deDados pela ANEEL, elase torna
blindada, não podendo haver alterações posteriores.
7.1. REPRESENTAÇÃO DA CARGA
53.A representação da carga na base de dados de cálculo da TUST do ciclo
tarifário deve considerar as premissas elencadas abaixo:
i. A representação da carga das distribuidoras e das unidades consumidoras
com acesso àRede Básicadeve considerara médiados MUSTefetivamente
contratados na modalidade permanente para o ciclo tarifário sob cálculo;
ii. Para os CUST que apresentem maisde um valor deMUST em seus
anexos, o MUST representado deve ser aquele aderente à rede elétrica prevista para
o ciclo tarifário sob cálculo; e
iii. Para CUST em outras modalidades, a unidade consumidora ou
distribuidora ou importadora deve ser representada:
iii.a) com valor dacarga igual a0,1 MW, quandoa barraassociada não
tenha outra carga em regime permanente; ou
iii.b) com valor de carga igual a zero,caso a barra jápossua carga em
regime permanente.
7.2. REPRESENTAÇÃO DA GERAÇÃO
54. A representação da geração na base de dados de cálculo da TUST do
ciclo tarifário deve considerar as premissas elencadas abaixo:
i. Representação da geração comacesso àRede Básica deveconsiderar o
maior MUST efetivamente contratado na modalidade permanente para o ciclo tarifário
sob cálculo, proporcionalmente a cada ponto de conexão contratado; e
ii. Para CUST em outras modalidades, a central de geração não deve ser
representada na base de dados.
55. A ANEEL poderá adotar critérios mais restritivos de representação dos
geradores a serem inclusos na arrecadação do ciclo tarifário, a depender da evolução
dos cronogramas de implantação dos empreendimentos de geração e transmissão
associados ao escoamento da energia produzida.
7.3. MECANISMOS DE AJUSTE DE ARRECADAÇÃO
56.Os mecanismos de ajuste de arrecadação são denominados de MUST
Parcial e EUST Parcial, justificados pela finalidade de evitar a majoração dos encargos
de uso porpartedo segmentogeração, econsequentedéficit dereceitaao fim do
ciclo, assegurando assim, aarrecadação derecursos suficientespara cobertura dos
custos dos sistemas de transmissão, conforme preconizado na alínea a, inciso XVIII, do
art. 3º da Lei nº 9.427, de 1996.
57.Cumpre destacar que caso esses recursos não sejam provisionados para
pagamento no ciclo tarifário, eles serão pagospor meio de Parcelade Ajuste no
próximo ciclo. Assim, o provisionamento permiteidentificar um montantede recurso
que, de outra forma, seria considerado umaincerteza até a apuraçãopelo ONS da
Parcela de Ajuste. Portanto, as parcelas MUST Parcial e EUST Parcial não representam
custos adicionais, mas aredução daincerteza associadaao acréscimode valores
positivos à Parcela de Ajuste.
7.3.1 MUST PARCIAL
58.As centrais de geração devem declarar montantes de uso conforme
cronograma contido no respectivo ato de outorga, conforme Regras de Transmissão.
59.Desta forma, as usinasque passampor períodode motorizaçãoaté
atingir a potência outorgada contratam MUST que reflita esse processo, ensejando na
apuração de encargos de uso que variam ao longo do ciclo de forma crescente.
60.Ocorre que o cálculo tarifário comporta apenas um valor de MUST, dado
pela máxima potência injetávela fimde refletira máximautilização darede pelo
usuário. Dessa forma, aarrecadação ficamajorada porum montanteque nãoserá
utilizado para apurartodosos encargosdeusodo ciclo,gerandoum déficitde
arrecadação. Portanto, faz-se necessário implementar mecanismo que ajuíze o
pagamento mais preciso da usina, chamado de MUST Parcial.
61.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.
62.A arrecadação mensal associada à rubrica MUST Parcialé dada pela
multiplicação do resultado da diferença entre o MUST máximo contratado no ciclo e
o MUST equivalente pela respectiva TUST-RB.
7.3.2. EUST PARCIAL
63.As centrais de geração devem contratar o uso do sistema de transmissão
conforme as datas estabelecidas na outorga, nos termos das Regras de Transmissão, de
modo que oinício deexecução doMUSTpode ocorrerem qualquermês dociclo
tarifário.
64.Contudo, o cálculo tarifário considera as usinascom pagamentos
constantes durante o ciclo,num totalde 12meses, ocasionandoa majoraçãodos
encargos deusopelasnovascentrais degeração.Dessaforma,faz-senecessário
implementar mecanismo que determine o real pagamento da usina, desde o início da
contratação, denominado de EUST Parcial.
7.4. CUSTOS DE REPOSIÇÃO
65.Os custos de reposiçãodas instalações modeladasna basede dados
deverão sercompostos deacordovaloresdispostos noAnexoI,obtidos apartir do
Banco de PreçosdeReferênciaANEEL, nostermosdaNota Técnicanº092/2013-
SRT/ANEEL disponibilizada na Audiência Pública nº 040/2013.
7.5. TRATAMENTO DAS INSTALAÇÕES DE CORRENTE CONTÍNUA
66.trata especificamente das instalações de corrente contínua, cujo fluxo de
potência utilizado para encontrar as relatividades entre as TUST-RB tem por origem um
despacho pré-definido dos geradores, de forma proporcional à potência contratada.
67.Ocorre queosfluxosde potênciaeminstalaçõesdecorrentecontínua
são determinados peloOperadordosistema. Casoseestabeleçamos fluxosnas
instalações de corrente contínua, fica calculado o custo arrecadado na instalação em
questão. Assim, o nível da TUST-RB dos empreendimentos com sensibilidade positiva e
negativa em relaçãoàquelainstalação passaa serafetadapelo critériode
determinação do fluxo de potência na instalação.
68.Sendo assim, para o cálculo daTUST-RB, as instalaçõesde corrente
contínua devem ser modeladas como circuitos de corrente alternada equivalentes pelo
ONS, emtermosdeparâmetroselétricos,a fimdequeofluxonoselementosseja
resultado da convergência dofluxo de potência,como nasdemais instalações
modeladas.
69.Para ocasodaenergia provenientedasusinashidrelétricasUHESanto
Antônio e Jirau, há quese considerar queo escoamentoocorre por meiode dois
bipolos de corrente contínua ± 600 kV e de dois sistemas de conversoras de Corrente
Alternada (CA)/Corrente Contínua (CC) back-to-back 500/230 kV.
70.De forma a evitar que a modelagem leve a fluxo de potência somente
pelo elo de correntecontínua, asusinas devem sermodeladas demodo aescoar a
potência deforma proporcionalàcapacidadedosequipamentos (bipoloseback-toback).
Assim, 90%dacapacidadetotal degeraçãoutilizamos bipólosdecorrente
contínua, enquanto os restantes 10% da capacidade de geração utilizam as conversoras
back-to-back.
71.Caso outros sistemas de transmissão sejam construídos para que o
escoamento de uma mesmausina se dêem circuitos decorrente alternadae em
circuitos de corrente contínua concomitantemente, o ONS está autorizado a modelar o
escoamento da centraldegeração deformaproporcionalà capacidadedos
equipamentos CA/CC envolvidos no acesso ao sistema.
8. RAP PROSPECTIVA
72.As RAPs prospectivas são calculadas a partir da RAP homologada no ciclo
tarifário vigente e utilizadas para o cálculo da TUST-RB descrito no parágrafo 37. Para
estimar o incremento de receita associada à expansão prevista para a Rede Básica no
horizonte de cálculo, parte-se da RAP inicialpara o ciclo tarifáriosem componentes
financeiros imprevisíveis, como a Parcela de Ajuste – PA e Outros Ajustes.
73.A RAP inicial é composta de:
i. Parcela da RAP referente às instalações de transmissão Licitadas – RBL;
ii. Parcela da RAP referente às instalações de transmissão existentes,
integrantes da Rede Básica, conforme asResoluções nº 166e nº 167, de2000 –
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;
iv. Parcela da RAP correspondente às melhorias nas instalações de
transmissão, conforme REN nº 443, de 2011 – RMEL;
v. Interligações Internacionais – REQNI;
vi. Previsão de receita para novas instalações de transmissão no ciclo; e
vii. outras que porventura vierem a ser criadas.
74.A RAP do ciclo inicial deve desconsiderar os componentes financeiros
imprevisíveis, tais como: passivos excepcionais, Parcelas de Ajustee Outros Ajustes,
pois possuem característica provisória de ajuste de recursos entre ciclos tarifários, não
se perpetuando nas receitas futuras.
75.Importante salientar que as parcelas de RBL, RBNI, REQNI e RMEL da RAP
inicial somente alcançam o ciclo tarifário objetodo cálculo. Para ocálculo da RAP
Prospectiva faz-se necessário adicionar:
i. as receitas estimadas subsequentes das ampliações de instalações de Rede
Básica – caracterizadas como estimativas da RBL;
ii. as receitasestimadas subsequentesreferentesà substituiçãodas
instalações com vida útil regulatória esgotada – caracterizadascomo estimativas da
RMEL;
iii. as receitasestimadas subsequentesreferentesàs novasinstalações
autorizadas – caracterizadas como estimativas da RBNI; e
iv. outras que porventura vierem a ser criadas.
76.As estimativas das receitas subsequentes relacionadas a expansão da
Rede Básica para consecução das RAPs prospectivas serão formadas pela agregação das
componentes dispostas abaixo, a partir da RAP inicial:
i. as receitas dos empreendimentos outorgados na Rede Básica e
Interligações Internacionais, classificadas como RBL, RBNI, RMEL e REQNI, constantes do
Sistema de Gestão da Transmissão- SIGET, e previstosno horizonte doPDE para
entrada em operação comercial;
ii. as estimativas das receitas dos empreendimentos não outorgados na
Rede Básica e Interligações Internacionais (estimativa das parcelas de receita
classificadas como RBL, RBNI e REQNI), obtidas a partir dos investimentos constantes
do PET/PELP compreendidos no horizonte do PDE para entrada em operação
comercial;
iii. os efeitos decorrentes da Portaria MME nº 120/2016;
iv. a reduçãodevido aoperfil degrau(reduçãode 50%no 16ºano)
constante em contratos de concessão de transmissão celebrados entre 2000 e 2007.
77.Para as estimativas associadas ao item (ii):
i. os investimentos do PET/PELP deverão ser atualizados pelo IAT até a data
de referência do ciclo tarifário sob cálculo;
ii. Sobre o valor obtido em (i), aplica-se o REIDI médio de 91,67%, calculado
a partir do índice referente à linha de transmissão (91,90%) e do índice referente à
subestações (91,44%). Tais valores foram obtidos a partir da Resolução Homologatória
ANEEL nº 1.706, de 2014, que estabelece em seu art. 1º os valores devidos ao Regime
Especial deIncentivos paraoDesenvolvimentodaInfraestrutura- REIDIaserem
aplicados para linhas de transmissão e subestações; e
iii. Por fim, aplica-se a metodologia constante do Submódulo
9.7 do PRORET para a definiçãodas estimativas dereceita dos
empreendimentos não outorgados previstos no PET/PELP, considerando o WACC, TFSEE
e P&D homologados pela ANEEL, bem como a Taxa Média de Depreciação – TMD igual
a 0,33% (1/30 anos).
9. TARIFA DE TRANSPORTE DE ITAIPU
78.As instalações de transmissão dedicadas à usina hidrelétrica de Itaipu são
remuneradas diretamente por meio da tarifa de transporte de Itaipu, que é definida
como a razãoentre osencargos deconexão dasinstalações nociclo tarifário em
análise, adicionada à parcela de ajuste do período, e a potência média contratada
pelos cotistas-partes para o ano civil.
1_MME_30_14660299_016
Onde:
Tarifa de Transporte de Itaipu – tarifa mensal de transporte de energia elétrica
proveniente de Itaipu a ser aplicada aos seus cotistas-parte, em R$/MW;
EC Itaipu -encargo de conexão anual, referente àsinstalações de conexão
dedicadas à Itaipu, não integrantes da rede básica, durante o ciclo tarifário, em R$;
PA Itaipu- parceladeajustereferenteaosdéficits ousuperávitsdereceita
entre o valor devido e o apurado, referente às instalações de conexão dedicadas à Itaipu,
durante o ciclo tarifário vigente, em R$;
PA PM Itaipu – parcela de ajuste referente as variações de potência contratada
decorrentes do descasamento entre ano civil e ciclo tarifário, em R$; e
PM Itaipu – potência média contratada pelas distribuidoras por meio de cotasparte
a cada ano civil, em MW.
79.A potência de Itaipu contratadapelo Brasil évendida por meiode cotas-
parte às distribuidorasdeenergiaelétrica dasRegiõesSul,Sudeste eCentro-Oeste, de
acordo com o mercado dessas empresas. Desta forma, para cada ano civil subsequente, a
ANEEL publica,em resoluçãohomologatóriaespecífica,ascotas-partee os montantes de
potência contratada e energia vinculada referente à Itaipu, que deverão ser repassados às
distribuidoras.
80.Os valores dos encargosde conexãoe dasPAs sãoreajustados
monetariamente com a aplicação do IVI nos termos estabelecidosno contrato de
concessão associado a essas instalações.
10. PROCEDIMENTOS TRANSITÓRIOS
81.As TUST-RB homologadas anteriormente à edição desseregulamento, nos
termos das Resoluções Normativas nº267/2007 enº 559/2013, devemser mantidas
durante os prazos de validade inicialmente estabelecidos e atualizadas monetariamente
pelo IAT. Ademais, a partir da publicação desse regulamento não serão homologadas novas
tarifas estabilizadas nos termos das referidas Resoluções.
82.As TUSDg associadas às centrais de geração vencedoras de leilão que
alteraram seus acessos posteriormente ao certame para a Rede Básica, nos termos do §3º
do art. 20-A daResolução Normativanº 349/2009,terão seusvalores mantidos como
TUST-RB durante 10 ciclos tarifários a contar daquele da entrada em operação comercial
das centrais de geração prevista no edital, sendo apenas atualizadas monetariamente pelo
IAT nesseperíodo. Terminandoa citadavalidade, asTUST-RB passama serestabelecidas
conforme metodologia vigente aplicada às demais centrais de geração que acessam à Rede
Básica.
83.A mudançaderegime metodológicodastarifasatualmentehomologadas
para a métrica descrita na seção 5 incorrerá em alguma das seguintes condições:
i. Para as TUST-RB homologadas nos termos da Resolução Normativa nº
267/2007, caso tenha findado o prazo de validade do conjunto de TUST-RB homologado;
ii. Para as TUST-RB homologadas nos termos da Resolução Normativa nº
559/2013, nas seguintes condições:
ii.a) vencida a validade da outorga da central de geração vencedora de leilão do
ACR, com TUST-RB pré-estabelecida ao certame; ou
ii.b) para a central de geração não conformada no item (ii.a) desde que: vencida
a validade de 10 ciclos tarifários da TUST-RB ou da outorga; ou tenha a outorga renovada,
prorrogada ou relicitada, o que ocorrer primeiro dentre os critérios deste item.
iii. Alteraçãodepontode conexãoemrelaçãoaoconsideradono
estabelecimento da TUST-RB; ou
iv. Aumentoacima de10%damáximapotência injetávelconsideradano
estabelecimento da TUST-RB.
84.A mudança de regime metodológico de que trata o parágrafo 83, deverá
considerar período detransiçãoafim deatenuarvariaçõestarifárias abruptas entre a
TUST-RB Nova recalculada e a Vigente antes do recálculo, atualizadapelo IAT para a
mesma referência de preços da TUST-RB nova, nos seguintes termos: 1_MME_30_14660299_017
85.O parágrafo 84 aplica-se indistintamente a todo o segmento geração para quaisquer movimentos tarifários (aumentos ou reduções), exceto:
i. Para as centrais de geração cuja remuneração seja integralmente oriunda de cotas de garantia física destinadas ao atendimento do ACR;
ii. Para as centrais relativas ao item (i) que alterarem seu regime para qualquer outro que enseje a comercialização de energia elétrica; e
iii. A partir do ciclo 2022/2023, para as centrais de geração cuja TUST estabilizada tenha sido fixada nos termos da Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007.
86.Excepcionalmente, para as centrais de geração que tiveram a TUST estabilizada fixada nos termos da Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007, e reduzida com
a aplicação do cálculo da transição de que trata o caput do art. 8º da Resolução Normativa nº 559/213 até o ciclo tarifário 2021/2022, os valores resultantes devido à aplicação desta regra
de transição deverão ser creditados para essas centrais geradoras no ciclo tarifário 2022/2023 devidamente atualizado pelo Índice de Atualização de Transmissão – IAT.
87.No ciclo 2022/2023 se dará o início (ciclo N-1) da métrica disposta na seção 5 para estabelecimento das Tarifas de Partida dos pontos de conexão de Rede Básica modelados
neste ciclo.
11. GLOSSÁRIO
88. Na tabela abaixo, estão listadas as definições dos termos utilizados neste submódulo.
. Informação Unidade Definição
. ACR — Ambiente de Contratação Regulado
. AMSE — Apuração Mensal dos Serviços e Encargos de Transmissão
. Barra — Ponto de Conexão
. CUST — Contrato de Uso do Sistema de Transmissão.
. Cotas-parte de Itaipu % Percentuais referentes à produção de Itaipu atribuídos às distribuidoras das regiões Centro Oeste, Sudeste e Sul.
. DIT — Demais Instalações de Transmissão
. Potência contratada
Itaipu
MW Potência a contratada pelas distribuidoras por meio de cotas-partes a cada ano civil junto à ELETROBRAS, referentes à Itaipu.
. EC R$ Encargo de Conexão às Instalações de Transmissão.
. EUST R$ Encargos de Uso do Sistema de Transmissão.
. IAT % Índice de Atualização da Transmissão.
. IGP-M % Índice Geral de Preços ao Mercado publicado pela Fundação Getúlio Vargas – FGV.
. IPCA % Índice de Preços ao Consumidor Amplo publicado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE.
. IVI % Índice de Variação da Inflação definido no contrato de concessão de transmissão.
. MUST MW Montante de Uso do Sistema de Transmissão.
. PA R$ Parcela de Ajuste.
. Parcela TUSDgONS R$ Parcela arrecadada por meio da componente TUSDg-ONS, referente ao custeio do ONS, em função de geradores que acessam Redes
Unificadas.
. Parcela TUSDg-T R$ Parcela arrecadadapormeioda componenteTUSDg-T,referenteaosgeradoresemRedesUnificadas queexportamparaaRede
Básica.
. PDE — Plano Decenal de Energia Elétrica
. P&D % Taxa de Pesquisa e Desenvolvimento
. PET — Plano de Expansão da Transmissão
. PELP — Plano de Expansão de Longo Prazo
. RAP R$ Receita Anual Permitida.
. RU — Redes Unificadas (redes de âmbito de distribuição em tensão de 88 kV e 138 kV)
. RB — Rede Básica
. SIGET — Sistema de Gestão da Transmissão
. Tarifa de Itaipu R$/MW Tarifa mensal de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu a ser aplicada aos seus cotistas-parte.
. TFSEE % Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica
. TMD % Taxa Média de Depreciação
. TUSDg R$/kW.mês Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição associada às centrais de geração conectadas em Redes Unificadas.
. TUST R$/kW.mês Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão.
. TC R$/kW.mês TUST-RB Controlada da barra.
. TB R$/kW.mês TUST-RB da Barra calculada anualmente.
. TP R$/kW.mês TUST-RB de partida para o controle tarifário.
. TUST-RB R$/kW.mês Tarifas de uso do sistema de transmissão destinadas a custear as instalações da rede básica.
. TUST-FR R$/kW.mês Tarifas de uso do sistema de transmissão destinadas a custear as instalações da rede básica de fronteira e DIT compartilhadas.
. WACC % Wheighted Average Cost of Capital(Custo Médio Ponderado de Capital)
ANEXO I – CUSTOS DE REPOSIÇÃO UTILIZADOS NA BASE DE DADOS PARA CÁLCULO DA TUST-RB.
. Custos de Reposição das Linhas de Transmissão
. Nível de Tensão (kV) Custo 19971
(R$ x 1000 / km)
Custo Banco de Preços ANEEL1
(R$ x 1000 / km)
. 765 429,68 1.257,07
. 500 314,51 855,43
. 440 294,45 668,35
. 345 202,35 479,91
. 230 125,31 292,28
. Custos de Reposição de Vãos de Linhas e Transformadores
. Nível de Tensão (kV) Configuração de
Barramentos
Custo Banco de Preços ANEEL1
(R$ x 1000)
. 765 Disjuntor e Meio – DJM 16.706,87
. 500 Disjuntor e Meio – DJM 15.211,84
. 440 Disjuntor e Meio – DJM 13.691,89
. 345 Barra Dupla 5 Chaves – BD5 8.612,11
. 230 Barra Dupla 4 Chaves – BD4 5.442,35
. Bancos de Autotransformadores
. Primário (kV) Secundário
(kV)
Custo Médio Banco de Preços ANEEL1
(R$ x 1000) / MVA
. 765 500 26,75
. 765 345 27,48
. 550 440 31,91
. 525 345 47,29
. 525 138 51,07
. 500 345 42,72
. 500 230 45,97
. 500 138 52,72
. 500 69 108,68
. 440 345 41,62
. 440 230 51,40
. 440 138 68,83
. 345 300 42,93
. 345 230 48,01
. 345 138 50,73
. 230 161 62,69
. 230 138 63,96
. Autotransformadores trifásicos
. Primário (kV) Secundário
(kV)
Custo Médio Banco de Preços ANEEL1
(R$ x 1000) / MVA
. 500 345 31,57
. 500 230 25,60
. 345 230 39,52
. 345 138 46,04
. 300 138 50,73
. 230 138 48,34
. 230 88 75,13
. 230 34 74,78
. Banco de Transformadores
. Primário (kV) Secundário
(kV)
Custo Médio Banco de Preços ANEEL1
(R$ x 1000) / MVA
. 500 138 53,65
. 440 230 55,38
. 440 138 75,65
. 440 88 61,40
. 440 16 76,95
. 345 138 63,42
. 345 10,5 114,99
. 230 138 74,80
. 230 88 76,66
. 230 69 73,10
. 230 13 55,32
. Transformadores Trifásicos
. Primário (kV) Secundário (kV) Custo Médio Banco de Preços ANEEL1
(R$ x 1000) / MVA
. 500 345 45,89
. 500 138 52,17
. 345 34,5 66,70
. 345 20 42,37
. 345 13,8 124,30
. 230 138 63,80
. 230 115 116,39
. 230 88 101,13
. 230 69 60,00
. 230 34 79,73
. 230 20 52,13
. 230 13,8 66,04
. 230 13 88,343
. 230 11 111,00
. 225 138 63,80
1 Ref.: Jun/2012
2 Adotada a relação 230/12,3 kV como referência, visto que a relação 230/13 kV não existe no Banco de Preços de Referência ANEEL
Submódulo 10.5
Informações Periódicas para Cálculo da TUST e Tarifa de Transporte de Itaipu
Versão 1.0 C
1. OBJETIVO
Estabelecer as informações periódicas requeridas, bem como as formas de disponibilização, para o cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST e da
Tarifa de Transporte de Itaipu.
2. ABRANGÊNCIA
Aplica-se às concessionárias de transmissão, às concessionárias e permissionárias de distribuição, aos outorgados de geração, aos consumidores e ao Operador Nacional
do Sistema Elétrico – ONS e à Empresa de Pesquisa Energética – EPE.
3. DISPONIBILIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES
3.1. INFORMAÇÕES PERIÓDICAS PARA CÁLCULO DA TUST E DA TARIFA DE TRANSPORTE DE ITAIPU (SUBMÓDULO 9.4)
3.1.1. INFORMAÇÕES PERIÓDICAS PARA CÁLCULO DA TUST
As informações necessárias para o cálculo da TUST estão listadas na Tabela 1, bem como responsáveis, prazo e forma de disponibilização.
Tabela 1: Informações periódicas para o cálculo da TUST.
. Informações Periódicas Responsável Prazo Forma de disponibilização
. Capacidades das Interligações Internacionais ONS Até 31/03 (Dados
Preliminares para TS);
Até 10/06 (Dados
Consolidados)
Carta e em formato eletrônico
definido pela SGT
. Base de Dados para o Programa Nodal
(arquivos contendo a configuração da rede para o ciclo, as capacidades e os custos
de reposição e os montantes de uso contratados)
. PIU Até 10/06 Carta e em formatoeletrônico
definido pela SGT
. PIS Carta e em formatoeletrônico
definido pela SGT
. Orçamento do ONS ANEEL Até 10/06 Resolução
. PA S GT / A N E E L ——————– Nota Técnica
. RAP e Índices Econômicos (IGP-M/IPCA) Nota Técnica
3.1.2. INFORMAÇÕES PERIÓDICAS PARA O CÁLCULO DA TARIFA DE TRANSPORTE DE ITAIPU
As informações necessárias para o cálculo da Tarifa de Transporte de Itaipu estão listadas na tabela 2, bem como responsáveis, prazo e forma de disponibilização.
Tabela 2: Informações periódicas para o cálculo da Tarifa de Transporte de Itaipu.
. Informações Periódicas Responsável Prazo Forma de disponibilização
. Potência Contratada Itaipu ANEEL Até 31 de maio. Resolução
. RAP, incluindo PA, referente às instalações de conexão de Itaipu S GT / A N E E L ——————– Nota Técnica
3.2. INFORMAÇÕES PERIÓDICAS PARA CÁLCULO DA TUST DESTINADA AOS GERADORES PARTICIPANTES DE LEILÕES DE ENERGIA – (DO SUBMÓDULO 9.4)
Para os geradores participantes de leilões de energia do ACR, cuja Tarifa Controlada (TC) do ponto de conexão pretendido junto à EPE não esteja homologada, nos termos
definidos no parágrafo 37 do Submódulo 9.4, as informações necessáriaspara o cálculo tarifário estão listadas na tabela 3, bem como os responsáveis,prazo e forma de
disponibilização.
Tabela 3: Informações periódicas para o cálculo da TUST longo prazo.
. Informações Periódicas Responsável Prazo Forma de disponibilização
. Base de Dados para o Programa Nodal EPE Até 20dias dadata prevista
para a aprovação doEdital
Leilão.
Carta e em formatoeletrônico
definido pela SGT
. Lista de Usinas inscritas para o Leilão EPE Até 20dias dadata prevista
para a aprovação doEdital
Leilão.
Carta e em formatoeletrônico
definido pela SGT
. Obras com os respectivos investimentos considerados no PET/PELP vigente EPE Até 20dias dadata prevista
para a aprovação doEdital
Leilão.
Carta e em formatoeletrônico
definido pela SGT
. WACC, TFSEE e P&D ANEEL Até 30dias dadata prevista
para a aprovação doEdital
do Leilão.
Resolução/ Despacho
2. GLOSSÁRIO
Na tabela 5, estão listadas as informações para o cálculo da TUST e encargos de uso e de conexão.
Tabela 5: Glossário
. Informação Unidade Definição
. Barra — Ponto de conexão.
. Base de Dadospara oPrograma
Nodal
— Conjunto de arquivoseletrônicos, contendoos dadosde entrada,coma configuraçãoda redepara ociclo,
capacidades e custos de reposição e montantes de uso contratados pelos usuários, necessários para o cálculo das
TUST.
. Cotas-parte de Itaipu % Percentuais referentes à produçãode Itaipuatribuídos àsdistribuidoras dasregiões CentroOeste, Sudestee
Sul.
. Potência contratada Itaipu MW Potência a contratada pelas distribuidoraspor meio decotas-partes a cadaano civil juntoà ELETROBRAS,
referentes à Itaipu.
. MUST MW Montante de Uso do Sistema de Transmissão.
. Orçamento do ONS R$ Parcela do orçamento do ONS a ser custeado por meio de encargos de uso do sistema de transmissão.
. Programa Nodal — Ferramenta computacionalbaseada na metodologianodal para cálculodas tarifasde uso dosistema de
transmissão.
. RAP R$ Receita Anual Permitida.
. TUST R$/kW.mês Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão.
. TC R$/kW.mês TUST Controlada da barra.
. PIU R$ Parcela de Ineficiência, apurada mensalmente, por ultrapassagema ser cobrada dadistribuidora quando houver
ultrapassagem de demanda, caracterizada pela medição de demanda máxima em valor superior a 110% do MUST
contratado nos horários de ponta e/ou fora de ponta.
. PIS R$ Parcela de Ineficiência, apurada anualmente, por sobrecontratação a ser cobrada da distribuidora quando houver
sobrecontratação de demanda, caracterizada pela medição de demanda máxima anual em valor inferior a 90% do
maior MUST contratado no ano civil no horário de ponta e/ou no horário fora de ponta.
. WACC % Wheighted Average Cost of Capital(Custo Médio Ponderado de Capital)
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 12.172, DE 21 DE JUNHO DE 2022
A DIRETORA-GERAL SUBSTITUTA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA
ELÉTRICA – ANEEL, conforme a Portaria nº 139, de 18 de maio de 2022, com base no
art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.005577/2022-17.Interessada: EnergisaTocantins-
Distribuidora de EnergiaS.A.Objeto: Declararde UtilidadePública,para fins de
instituição de servidão administrativa, em favor da Energisa Tocantins – Distribuidora de
Energia S.A., as áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Guaraí
II – Pedro Afonso, localizada nos municípios de Guaraí, Fortaleza do Tabocão, Tupirama
e Pedro Afonso, estado do Tocantins. A íntegra desta Resolução e seu Anexo constam
dos autos e estão disponíveis em http://biblioteca.aneel.gov.br
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 12.176, DE 13 DE JUNHO DE 2022
A DIRETORA-GERAL SUBSTITUTA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA
ELÉTRICA – ANEEL,com base no art.16, IV, do RegimentoInterno da ANEEL,
resolve:
Processo: 48500.003813/2021-80. Interessada: Vale do Cavernoso Geração
de Energia Ltda Objeto: Alteração a pedido do Anexo I da Resolução Autorizativa nº
10.486, de 24 de agosto de 2021, que trata da declaração de utilidade pública, para
instituição de servidão administrativa, em favor da Vale do Cavernoso Geração de
Energia Ltda.Aíntegra destaResoluçãoeseuAnexoconstam dosautoseestão
disponíveis em http://biblioteca.aneel.gov.br .
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
RETIFICAÇÃO
Na íntegra da Resolução Homologatória nº 3.045, de 21 de junho de 2022, cujo resumo foi publicado no D.O.U. nº 116, de 22 de junho de 2021, Seção 1, página 73, constante
do Processo nº 48500.004962/2021-66, retificar a Tabela 7do Anexo, a fim decorrigir a data devigência da receita anual referenteàs Demais Instalações de Transmissão(DIT) de uso
exclusivo da RGE, conforme descritos abaixo, e disponibilizar no endereço eletrônico https://biblioteca.aneel.gov.br/.
Onde-se lê:
TABELA 7 – RECEITA ANUAL REFERENTE ÀS DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO (DIT) DE USO EXCLUSIVO (RGE).
. Vigente no período de 22 de junho de 2022 a 18 de junho de 2023.
Leia-se:
TABELA 7 – RECEITA ANUAL REFERENTE ÀS DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO (DIT) DE USO EXCLUSIVO (RGE).
. Vigente no período de 19 de junho de 2022 a 18 de junho de 2023.
RETIFICAÇÃO
No Despacho nº 1.670, de22 de junho de2022, constante noProcesso n°
48500.001056/2020-29, publicadanoDOU nº117,de23dejunho de2022,Seção 1,
página 92, onde selê: “processoadministrativo nº48500.002673/2021-22 “, leia-se:
“processo administrativo nº 48500.001056/2020-29”.
SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO
DESPACHO Nº 1.724, DE 28 JUNHO DE 2022
O SUPERINTENDENTE ADJUNTO DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO
DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das atribuições conferidas
pela Resolução ANEEL nº 583, de 22 de outubro de 2013, e considerando o que consta do
Processo nº 48500.006393/2019-79, decide liberar a Unidade Geradora UG 13, de 3.465
kW de capacidade instalada, da EOL São Pedro do Lago, Código Único de Empreendimentos
de Geração (CEG) EOL.CV.BA.030456-5.01,localizada nomunicípio demunicípio deSento
Sé, Estado da Bahia, de propriedade da São Pedro do Lago S.A., para início da operação em
teste a partir de 29 de junho de 2022.
RODRIGO CESAR NEVES MENDONÇA
DESPACHOS DE 29 DE JUNHO DE 2022
Decisão: Liberar as unidades geradoras para início de operação a partir de 30
de junho de 2022.
Nº 1.733. Processo nº: 48500.002784/2017-52. Interessados: Curitiba Energia SPE Ltda.
Modalidade: Operação em teste. Usina: UTE Curitiba Energia. Unidades Geradoras: UG7, de
1.426,00 kW. Localização: Município de Fazenda Rio Grande, no estado de Paraná.
Nº 1. 734.Processo nº:48500.000673/2020-15.Interessados: Oitis1 Energia Renovável
S.A. Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Oitis 1. Unidades Geradoras: UG7 a UG9,
de 5.500,00 kW cada. Localização: Município de Dom Inocêncio, no estado do Piauí.
Nº 1.735. Processonº:48500.005494/2021-47.Interessados:UTE Paulínia Verde S.A.
Modalidade: Operação comercial. Usina: UTE Paulínia Verde. Unidades Geradoras: UG4, de
2.715,00 kW. Localização: Município de Paulínia, no estado de São Paulo.
As íntegras destes Despachos constam dos autos e estarão disponíveis em
biblioteca.aneel.gov.br.
RODRIGO CESAR NEVES MENDONÇA
Superintendente Adjunto
SUPERINTENDÊNCIA DE MEDIAÇÃO ADMINISTRATIVA, OUVIDORIA
SETORIAL E PARTICIPAÇÃO PÚBLICA
DESPACHO Nº 1.727, DE 29 DE JUNHO DE 2022
O SUPERINTENDENTE DE MEDIAÇÃO ADMINISTRATIVA, OUVIDORIA SETORIAL E
PARTICIPAÇÃO PÚBLICA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das
suas competências, em conformidade com o disposto no inciso IV do art. 1º da Portaria nº
4.595, de 23 de maio de 2017, e com o constante no Processo nº 48500.005401/2022-65,
decide por: (i) dar provimento parcial à reclamação interposta pela Vascafé Indústria e
Comércio de Café Ltda., com o CNPJ00.032.789/0001-62; (ii) determinar quea Enel
Distribuição Goiás efetue a devolução dos valores faturados a maior decorrente do erro de
classificação da unidade consumidoranº 80072392,de formasimples parao período de
01/10/2010 a 14/12/2010, e em dobro para o período de 15/12/2010 a 13/10/2020, nos
termos do artigo 113 da Resolução Normativa nº 414/2010, alterado pelo Despacho ANEEL
nº 18, de 4 de janeiro de 2019, descontados os valores já devolvidos; e (iii) determinar que
esta decisão seja cumprida no prazo de 15 (quinze) dias após o seu trânsito em julgado.
ANDRÉ RUELLI