Diário Oficial da União – 23/09/2022

10Baixe o arquivo aqui
Diário Oficial da União – Seção 1 nº182 – 23.09.2022

Ministério de Minas e Energia
GABINETE DO MINISTRO
PORTARIA NORMATIVA Nº 49/GM/MME, DE 22 DE SETEMBRO DE 2022
O MINISTRODEESTADO DEMINASEENERGIA,nouso daatribuiçãoquelhe
confere o art. 87, parágrafo único, inciso IV, da Constituição, e tendo em vista o que consta
do Processo nº 48370.000632/2019-18, resolve:
Art. 1º Estabelecer, nos termos desta Portaria, as Diretrizes para a exportação
de energia elétrica interruptívelsem devolução,destinada àRepública Argentinaou à
República Oriental do Uruguai, proveniente de excedente de geração de energia elétrica de
usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema
Elétrico – ONS, disponíveispara atendimentoao SistemaInterligado Nacional- SIN,cuja
geração seja transmissível e não alocável na carga do SIN.
§ 1º Para fins desta Portaria,entende-se como excedente degeração de
energia elétrica de usinas hidrelétricas a geraçãode energia elétrica realizadaque, na
ausência da possibilidade de exportação, produziria vertimento turbinável.
§ 2º A exportação poderá ser realizada durante todo o ano.
§ 3ºAexportação deenergiaelétricadequetrata estaPortarianãodeverá
afetar a segurança eletroenergética do SIN.
§ 4ºFica dispensadaanecessidadedelastrocontratual paraexportaçãonos
termos desta Portaria.
Art. 2º Para exportação de energia elétrica de que trata esta Portaria, a Câmara
de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE operacionalizará processo competitivo
periódico entre os comercializadores interessados a participar do processo de
exportação.
§ 1º Poderãoparticipar doprocesso competitivodeque tratao caputos
agentes comercializadores que estejam adimplentes com as obrigações setoriais, inclusive
junto à CCEE, mesmo que não tenham sido autorizados pelo Ministério de Minas e Energia
nos termos da Portaria nº 596/GM/MME, de 19 de outubro de 2011.
§ 2º Os comercializadores deverão apresentar ofertas de montante e preço no
processo competitivo, considerando as perdas, com entrega de energia no último Ponto de
Medição Padrão CCEE disponível, ou seja, na fronteira do Brasil ou na Conversora em que
ocorrer a exportação e a contabilização no Centro de Gravidade do SIN.
§ 3º AsDiretrizes parao processocompetitivo, incluindoo preçomínimo,
requisitos de habilitação e garantia financeira serão estabelecidas em regras,
procedimentos de comercialização e procedimentos operativos específicos do processo
competitivo.
§ 4º A metodologia de definição do preço mínimo de que trata o § 3º deverá
ser submetida a instrumento de participação social, bem comonão poderá estabelecer
preço inferior ao valor mínimo regulatório do Preço de Liquidação das Diferenças – PLD.
§ 5º Asregras decomercializaçãopoderão estabelecersanções aosagentes
comercializadores vencedores do processo competitivo de que trata este artigo, em caso
de exportação inferior ao montante de energia elétrica potencialmente programado
destinado à exportação, nos termos desta Portaria, e à totalidade da exportação ofertada
no processo competitivo de que trata o caput.
§ 6º Para que seja programada a exportação, a CCEE deverá informar ao ONS
o resultado do processo competitivo conforme regras, procedimentos operativos e de
comercialização específicos.
§ 7º Os agentes comercializadores responsáveis pela exportação de energia
elétrica de que trata esta Portaria devem ser autorizados pelo Ministério de Minas e
Energia nos termos da Portaria nº 596/GM/MME,de 2011, estar adimplentescom as
obrigações setoriais, inclusive junto à CCEE, bem como cumprir regulamentação específica
sobre a contratação, apuração e liquidação dos encargos referentes ao uso do sistema de
transmissão.
§ 8º Os agentes comercializadores que participarem do processo competitivo
de que trata o caput e não detenham autorização do Ministério de Minas e Energia para
realizar a exportação nos termos da Portarianº 596/GM/MME, de 2011,deverão firmar
contratos bilaterais com os agentes comercializadores de que trata o § 7º para concluir o
processo de exportação.
§ 9º Osagentes comercializadoresapresentarão,diretamente àspartes
importadoras da República Argentina ou da República Oriental doUruguai, ofertas de
montante, preço e respectiva duração da exportação de energia elétrica.
Art. 3ºO ONSdeveráconsiderarassolicitaçõesdos Paísesvizinhospara
exportação pelo Brasil, nesta modalidade, na programação diária da operação, limitando ao
montante ofertado pelos agentes comercializadores e informados pela CCEE, conforme
processo competitivo de que trata o art. 2º, com entrega de energia no último Ponto de
Medição Padrão CCEE disponível, ou seja, na fronteira do Brasil ou na Conversora em que
ocorrer a exportação, considerando as perdas.
Art. 4º A energia elétricagerada com finsde exportação seráconsiderada no
Mecanismo de Realocação de Energia – MRE e será destinada integralmente como recurso
de geração para exportação de que trata esta Portaria.
§ 1º O recurso financeiro proveniente do processo competitivo promovido pela
CCEE, considerandoasofertasde montanteepreçoapresentadaspelosagentes
comercializadores, será rateado entre asusinas participantesdo MRE, como mesmo
critério de rateio desse Mecanismo.
§ 2º O recurso financeiro de que trata o § 1º será destinado aos titulares das
usinas participantes do MRE, com exceção das usinas do regime de cotas de garantia física
e da Usina Hidrelétrica Itaipu, cujo recurso será destinadoaos agentes distribuidores
cotistas com fins de modicidade tarifária.
Art. 5º A exportação não será considerada na formação do PLD e nos processos
de planejamento e programação da operação associados à otimização eletroenergética por
meio de modelos computacionais.
§ 1º A CCEE deverá estabelecer estimativa de coeficiente de perdas associado
ao despacho para exportação, que será considerado na operação pelo ONS.
§ 2º Em caso derestrições de operaçãopara exportação, oONS deverá
considerar todas as modalidades de exportação e priorizar a ordem da apresentação da
solicitação de despacho para exportação e da existência de excedentes hidrelétricos.
§ 3º O ONS deverá publicar informações relacionadas ao vertimento turbinável
com base emdados dosagentes hidrelétricosde formaa garantira transparência do
processo.
§ 4º Na ocorrência de redução da exportação em relação ao valor programado,
o ONS deverá buscar reduzir asdiferenças entre aexportação e a geraçãodas usinas
associadas.
§ 5º Eventos do Sistema Elétrico Brasileiro que afetem a exportação de energia
elétrica programada deverão ser documentados e disponibilizados pelo ONS aos agentes.
§ 6º Os agentesnão disporãode quaisquercompensações poreventuais
interrupções da referida exportação.
Art. 6ºA CCEEeoONSdeverãodisponibilizar, respectivamente,asregrase
procedimentos de comercialização específicos para a contabilização e liquidação da energia
exportada, osprocedimentosoperativos específicos,bemcomocelebraracordos
operacionais aderentes que permitam a exportação de energia elétrica, conforme disposto
nesta Portaria.
§ 1º As regras e procedimentos de que trata o caput serão temporários até que
haja aprovação pela Agência Nacional deEnergia Elétrica – Aneel,sem ensejar
recontabilização em razão do advento da nova regulamentação.
§ 2º Os agentes de geração e comercialização participantes estarão obrigados a
cumprir odisposto nasregraseprocedimentos dequetrataocaput pararealizar a
exportação de energia elétrica de que trata esta Portaria.
Art. 7º Fica vedada a prática de exportação de energia elétrica proveniente de
usinas de que trata o art. 1º em modalidade distinta da estabelecida nesta Portaria,
ressalvada situaçãoemergencial oudetestedefinidapelooperador nacional do sistema
elétrico de cada País.
§ 1º A exportaçãode energiaelétrica namodalidade deenergia de
oportunidade com devolução será permitida apenas ao(s) País(es) detentor(es) de saldo
positivo paracompensação deenergiaelétricapeloBrasilnessa modalidade, até o
esgotamento do referido saldo.
§ 2º Não se aplica o caput aos saldos eventuaisdecorrentes dos desvios da
exportação de energia elétrica em relação à programação da exportação de que trata esta
Portaria, bem como aos demais normativos relacionados aos intercâmbios internacionais
de energia elétrica.
Art. 8º As Diretrizes de exportação de que trata esta Portaria terão validade até
31 de dezembro de 2026.
Art. 9º Esta Portaria entra em vigor em 3 de outubro de 2022.
ADOLFO SACHSIDA
PORTARIA Nº 688/GM/MME, DE 22 DE SETEMBRO 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, no art. 18 do Decreto
nº 9.830, de 10 de junho de 2019, e o que consta no Processo nº 48330.000134/2022-39,
resolve:
Art. 1º Divulgar, para Consulta Pública, as Diretrizes propostas para licitação ou
prorrogação das concessões de transmissão de energia elétrica vincendas, constantes do
Anexo à esta Portaria.
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 das Diretrizes
de que trata o art. 1º serão recebidas pelo Ministério de Minas e Energia, por meio do
citado Portal, pelo prazo de trinta dias, contados a partir da data de publicação desta
Portaria.
Art. 3º Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.
ADOLFO SACHSIDA
ANEXO
Das Diretrizes Gerais
1) As concessões detransmissão serão licitadasno adventodo termo
contratual, utilizando o critério do menor valor de receita anual para prestação do serviço
público, atendendo o disposto no inciso I do art. 15 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de
1995.
2) As instalações das concessões poderão ser licitadas em conjunto com outras
instalações de transmissão novas ou existentes.
3) Quandonão houverviabilidadeparaalicitação, asconcessõesde
transmissão de energia elétricapoderão serprorrogadas nos termosdo art.4º daLei nº
9.074, de 7 de julho de 1995, e do art. 6º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013.
4) A concessionária deverá apresentar, com antecedência de 60 (sessenta)
meses do advento do termo da contratual, diagnóstico dos equipamentos que integram a
concessão, em formato previamente definido pelo Poder Concedente, contendo a
condição, data de início deoperação comercial,histórico de falhase manutenção,
sobressalentes acompanhados de data room das instalações constantes no contrato.
5) CaberáaoMinistériodeMinas eEnergia,subsidiadopelaEmpresade
Pesquisa Energética – EPE e pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, definir as
melhorias, reforços e novas instalações relacionadas às instalações de transmissão
pertencentes à concessão em fim de vigência, as quais constarão no Plano de Outorgas de
Transmissão de EnergiaElétrica-POTEE, conformePortarianº215/GM/MME, de 11 de
maio de 2020, e serão informadasà Agência Nacionalde Energia Elétrica -ANEEL com
antecedência de até 35 (trinta e cinco) meses do advento do termo contratual.
Da Licitação
6) A licitação poderá incluir, além dos ativos em serviço, melhorias, reforços e
novas instalações previstas pelo planejamento setorial para garantira atualidade do
serviço, conforme o Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica – POTEE,
elaborado de acordo com a Portaria nº 215/GM/MME, de 2020.
7) A licitaçãoserá realizadasem areversãoprévia dosbens vinculadosà
prestação do serviço.
8) A indenização pelos ativos ainda não amortizados a serem transferidos para
a nova concessão deverá ser paga pelo vencedor do certame à antiga concessionária, nos
termos do Edital do Leilão.
9) O valor da indenização será estabelecido conforme regulamentação da
ANEEL, e observando-se o disposto no art. 4º, § 3º da Lei nº 9.074, de 1995, e nos §§ 2º
e 4º do art. 8º da Lei nº 12.783, de 2013.
10) Será de responsabilidade da vencedora do certame a prestação do serviço
público detransmissão,inclusivea assunção,renovaçãoousubstituiçãodos contratos,
escrituras e registros de imóveisexistentes entrea antiga concessionáriae terceiros,
necessários à prestaçãodoserviço,de acordocomregrase critériosestabelecidos pela
ANEEL.
11) AANEELelaboraráoeditalde licitaçãoeaminutadecontratode
concessão, observandooqueestabeleceaLei nº8.987,de1995,bemcomoadotará as
medidas necessárias para a realização do leilão,nos termos do art.3º-A, § 2º, daLei nº
9.427, de 1995.
12) A ANEEL poderá estabelecer em contrato a adequação regulatória dos
ativos outorgados, por meio datransferência deativos, observando aclassificação das
instalações de que trata o art. 17 da Lei nº 9.074, de 1995.
13) A adequação regulatória poderá ocorrer mediante a transferência das
Demais Instalações de Transmissão- DITda basede ativosda transmissorapara as
distribuidoras a ela conectadas.
14) As instalações de transmissão compartilhadas entre transmissoras poderão
ser transferidas da concessão em final de vigência para a concessão de transmissão
existente que compartilha os ativos, conforme regulamentação da ANEEL, desde que haja
benefícios para a operação das instalações e que seja preservada a adequação regulatória
quanto à classificação das instalações de que trata o art. 17 da Lei nº 9.074, de 1995.
15) Poderá ser previsto um período de transição, após a assinatura do contrato,
para transferência dos ativos e assunção do serviço concedido.
16) As regras e critérios do período de transição, inclusive quanto aos
pagamentos devidos à concessionária antecessora, serão estabelecidos pela ANEEL e
deverão constar do edital do leilão.
Da Prorrogação em Caso de Inviabilidade de Licitação
17) As concessões de transmissão de energia elétrica alcançadas pelo art. 4º da
Lei nº 9.074, de 1995, ou pelo art. 6º da Lei nº 12.783, de 2013, poderão ser prorrogadas
quando da inviabilidade de sua licitação, a fim de assegurar a continuidade, a eficiência da
prestação do serviço e a modicidade tarifária, desde que requerido pela concessionária à
ANEEL com antecedênciamínima de36(trinta eseis)meses doadvento dotermo
contratual.
18) A inviabilidade da licitação deveráser fundamentada pela ANEEL,após a
realização de Consulta Pública, com base em critérios deracionalidade operacional e
econômica, que apontem de forma justificada não haver benefícios na licitação para o
serviço ou para os usuários.
19) A ANEEL deverá informar ao Ministério de Minas e Energia a inviabilidade
da licitação em até 21 (vinte e um) meses antes do advento do termo contratual.
20) A ANEEL deverá encaminharao Ministériode Minas eEnergia o
requerimento de prorrogação, acompanhadodos documentoscomprobatórios de
regularidade fiscal, trabalhista e setorial e das qualificações jurídica, econômico-financeira
e técnica da concessionária.
21) O Ministério de Minas e Energia emitirá a decisão quanto à prorrogação em
até 18 (dezoito) meses antes do advento do termo contratual.
22) A prorrogação será realizada sem a indenização antecipada dos bens
vinculados à prestação do serviço ainda não amortizados e será condicionada à aceitação
expressa pela concessionáriadareceitae dasdemaiscondiçõesconstantes do termo
aditivo ao contrato de concessão elaborado pela ANEEL.
23) A partir da decisãodo Ministério de Minase Energia pelaprorrogação, o
Termo Aditivo ao Contrato de Concessão será disponibilizado à concessionária, devendo ser
assinado no prazo de até 210 (duzentos e dez) dias contados da convocação.
24) O descumprimento do prazo de assinatura do Contrato implicará a
impossibilidade da prorrogação da concessão, a qualquer tempo, cabendo ao Ministério de
Minas e Energia, subsidiado pela ANEEL, definir uma alternativa para a continuidade do
serviço.
SECRETARIA DE GEOLOGIA, MINERAÇÃO E TRANSFORMAÇÃO
MINERAL
ATOS DE 21 DE SETEMBRO DE 2022
FASE DE REQUERIMENTO DE CONCESSÃO DE LAVRA
Outorga de Concessão de Lavra. (Cód. 4.00)
Os processos serão remetidos à Agência Nacional de Mineração.
27203.809359/1975 – Portaria Nº 363/SGM/MME – Companhia Geral de Minas
– Bauxita – Poços de Caldas – Minas Gerais – 317,36 hectares.
27203.832719/2004 – PortariaNº364/SGM/MME- VarginhaMineraçãoe
Loteamentos Ltda., – Bauxita – Poços de Caldas – Minas Gerais – 253,49 hectares.
48404.840001/2018 – Portaria Nº 365/SGM/MME – Mineradora Era Mar Ltda., –
Gipsita – Ouricuri – Pernambuco – 151,08 hectares.
48403.830619/1979 – Portaria Nº 366/SGM/MME – Companhia Geral de Minas
– Minério de Alumínio – Caldas – Minas Gerais – 216,00 hectares.
LILIA MASCARENHAS SANT’AGOSTINO
Secretária-Adjunta
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.041, DE 20 DE SETEMBRO DE 2022
Aprova novas versões dosSubmódulos 7.4e 9.4dos
Procedimentos de Regulação Tarifária- PRORET,aplicáveis às
concessionárias de serviço público de transmissãode energia
elétrica.
O DIRETOR-GERAL SUBSTITUTO DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
– ANEEL,conforme aPortarianº237,de 12deagostode2022,no usodesuas
atribuições regimentais, de acordo com a deliberaçãoda Diretoria, tendo emvista o
disposto no Decreto nº 10.139, de 28 de novembro de 2019, e na Portaria nº 6.405, de
27 de maiode2020, eoqueconsta dosProcessosnº 48500.003882/2011-11,nº
48500.001552/2018-68 e nº 48500.005908/2020-57, resolve:
Art. 1º Aprovar a versão 2.1 do Submódulo 7.4 e a versão 1.1 do Submódulo
9.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária- PRORET.
Art. 2º Esta Resolução entra em vigor em 3 de outubro de 2022
HÉLVIO NEVES GUERRA
ANEXO LIV
Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição
Submódulo 7.4
TARIFAS PARA CENTRAIS GERADORAS
Versão 2.1
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 distribuição de energia elétrica que possuam centrais geradoras
conectadas ao sistema de distribuição.
3. CRITÉRIOS GERAIS
3. Astarifas paraascentraisgeradorasserãodefinidas deacordocom
metodologias específicas aplicadas a cada subgrupo tarifário.
4. As tarifas para as centrais geradoras do subgrupo A2, conectadas em tensão
igual a138kVou88kV sãonominaisedefinidascomutilizaçãodemetodologia
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 grupo B, será definida segundo características da central
geradora e da rede em que se se conecta.
7. As Tarifasde Referênciaserão apuradasno momentoda revisãotarifária
periódica, exceção para as centrais geradoras do subgrupo A2 que podem ter nova tarifa
de referência apurada nos reajustes tarifários anuais ou das centrais 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: conjuntos de instalações de transmissão e
distribuição, natensão de138kVou 88kV,quepossuampelo menosumacentral
geradora conectada, incluindo:
a) transformadores de potência classificados como Rede Básica com tensão
secundária de 138 kV ou 88 kV, b) Demais Instalações de Transmissão – 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 decálculo, 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.TARIFA PARA AS CENTRAISGERADORAS DO AGRUPAMENTO AT-2
(SUBGRUPO A2)
5.1. TARIFA DE REFERÊNCIA
5.1.1 COMPOSIÇÃO DA TUSDg EM A2
9. As tarifas para as centrais geradoras do subgrupo A2 são nominais, formada
por três componentes tarifárias como segue:
i. TUSDg-D/DIT: parcela relativa à receita da Rede Unificada – RU;
ii. TUSDg – T: parcela relativa ao fluxo de exportação para a Rede Básica; 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:
a. Remuneração das instalações de distribuição em serviço;
b. Quota de reintegração regulatória;
c. Custos operacionais associados ao ativo em serviço;
d.Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE; e
e. 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, dispostanoSubmódulo9.4do PRORET,edeveráobservarosseguintes
critérios:
i. rateio da receita de referência da RU de forma proporcional às cargas e aos
Montantes de Uso doSistema deDistribuição -MUSD -contratados porcentrais
geradoras representados na RU, considerando a diferença de montantes como geração ou
carga fictícia, de acordo com a equação a seguir:
1_MME_23_001
RRD138kV = Receita de referência da RU;
Greal = Geração real da RUdespachada conforme fluxo depotência de
referência;
Gficticia = Geração fictíciaem relaçãoà RedeBásica, apuradapelo déficitde
Carga em relação à Geração real; e
Cficticia = Carga fictícia em relação à Rede Básica, apurada pelo déficit de Geração
real em relação à Carga.
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/DITDR e TUSDg_TDR;
iv. consideração do despacho de todas as centrais geradoras de forma
proporcional às suas potênciasinstaladas, combase nofluxo depotência de referência
para atendimento àscargasdoSistema InterligadoNacional-SIN, paraformação da
parcela TUSDg_D/DITDN e TUSDg_TDN;
v. utilização do Fator de Demanda definido no Submódulo 9.4 do PRORET;
vi. uso das capacidades nominais de longa duração constantes dos Contratos de
Prestação de Serviços de Transmissão – CPST, para ostransformadores de potência
integrantes da Rede Básica;
vii. 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;
viii. 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;
ix. valor mínimo da tarifa igual a zero; e
x. Quandonão existirdéficitdecargaou geração,acorrespondente
componente fictícia da equação (1) será nula.
12.A componente TUSDg-D/DITserá definidapelacomposição dosdois
despachos definidos nos itens iii e iv do parágrafo 11, conforme equação: 1_MME_23_002
5.1.4 CRITÉRIO DE CÁLCULO DA COMPONENTE TUSDg-T
13. 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 encargode uso dosistema de transmissãodevido aofluxo de
exportação por ponto de conexão à Rede Básica; e
ii. rateio do somatório dos encargos de uso do sistema de transmissão
proporcionalmente ao sinal locacional e ao MUSD de cada central geradora da RU.
14.A componente TUSDg_T será definida pela composição dos dois despachos
definidos nos itens iii e iv do parágrafo 11, conforme equação: 1_MME_23_003
5.1.5 CRITÉRIO DE CÁLCULO DA COMPONENTE TUSDg-ONS
15. 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
16. 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 as quais as respectivas Redes Unificadas se conectam, da seguinte forma:
i. para todasas centraisgeradoras queestão emoperação comercialou
entrarem em operação comercial e celebrarem Contrato de Uso do 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.
17. 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
18. 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 TUSDg dereferência servirãode base parao cálculoda TUSDgna data
contratual de revisão ou reajuste tarifário de cada distribuidora;
ii. a central geradora quetiver o MUSDalterado será consideradacomo nova
central geradora, para efeitos de cálculo da TUSDg.
19. 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
20.No processo tarifário da distribuidora a componente TUSDg-D/DIT de uma
central geradora será decomposta proporcionalmente às parcelas da receita de referência
da distribuidora com a qual possui Contrato de Uso dos Sistemas de Distribuição – CUSD –
celebrado.
21. A receitadereferência dadistribuidoraécomposta pelasparcelas
discriminadas no parágrafo 10.
22. As componentes tarifárias TUSDg-Te TUSDg-ONSsão componentes
específicas.
5.1.9 ATUALIZAÇÃO DAS TARIFAS DE REFERÊNCIA
23. 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.
24. Nos reajustes tarifários das distribuidoras, as TUSDg vigentes serão
atualizadas de acordo com cada componente específico de custo, como segue:
i. Componente TUSDg-D/DIT:
a.Parcela B, formada pela receitacorrespondente 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 termosdo Módulo3 dosProcedimentos deRegulação Tarifária-
PRORET;
b.Parcela A, formada pelas receitas referidas nos incisos I, II e pelas parcelas de
receita descritas nasalíneas d,e,f doinciso III,todosdo parágrafo10: reajustada pelo
índice de variação de preços (IVI) apurado nos termos do Módulo 3 do 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.
25. A TUSDg deque tratao parágrafo 19,para ascentrais geradorasque se
sagrarem vencedoras dos respectivos certames,será aplicadaaos 10 ciclostarifários de
distribuição a contar daquele da entrada emoperação comercial das centraisde geração
prevista no edital do leilão.
26. A TUSDg de referência publicada para os leilões de energia, nos termos do
parágrafo 19, será atualizada pelo Índice Geral de Preços do Mercado – IGPM da Fundação
Getúlio Vargas – FGV.
5.2 TARIFAS BASE ECONÔMICA
27. As Tarifas base econômica das centrais geradoras do subgrupo A2 não serão
atualizadas pelo fator multiplicativo, sendo de valor igual às Tarifas de Referência.
5.3 TARIFAS DE APLICAÇÃO
28. As Tarifas base financeira das centrais geradoras serão apuradas conforme
disposto no item 3.2 do Submódulo 7.3.
29. As Tarifas base financeiradas centrais geradorasdo subgrupo A2que se
sagraram vencedoras nos leilões de energia novae que tiveram suastarifas previamente
estabelecidas e estabilizadas nos termos do parágrafo 25, não serão atualizadas pelo fator
multiplicativo, sendo igual às Tarifas base econômica.
6.TARIFA PARA AS CENTRAIS GERADORAS DO AGRUPAMENTO AT-3 (SUBGRUPO
A3)
6.1. TARIFA DE REFERÊNCIA
30. 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
31. As Tarifas base econômica das centrais geradoras do subgrupo A3 não serão
atualizadas pelo fator multiplicativo, sendo de valor igual às Tarifas de Referência.
6.3. TARIFAS DE APLICAÇÃO
32. A Tarifa base financeira será obtida pelo produto da Tarifa base econômica
por um fatormultiplicativo,porcomponente tarifário,conformedefinidono item3.2do
Submódulo 7.3.
7. TARIFA PARA AS CENTRAIS GERADORAS DO AGRUPAMENTO MT (SUBGRUPO
A3a e A4)
7.1. TARIFA DE REFERÊNCIA
7.1.1. TUSDg FIO B
33. 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_23_004
34. O custo de atendimento de uma central geradora no agrupamento MT é
obtido a partir do custo médio calculado conforme item 3.2 do Submódulo 7.2,
considerando apenas o custo das linhas e conexão de linha do agrupamento MT.
7.1.2. TUSDg PERDAS TÉCNICAS
35. As TarifasdeReferência paraas perdastécnicas,apuradas nomomento
da revisão tarifária, são calculadas por agrupamento de acordo com a seguinte
equação:
1_MME_23_005
EG(k): energia geradapelas centraisgeradoras conectadasno agrupamentok;
e
MD(kW)k: mercado de referência de demanda, em kW, para o agrupamento.
7.1.4. TUSDg ENCARGOS
36. A Tarifade Referênciapara acomponente tarifáriaTFSEE édefinida
aplicando-se a alíquota percentual da base de cálculo à tarifa de referência do componente
tarifário TUSDg FIO B.
37. A Tarifa de Referência para a componente tarifária P&D é definida
aplicando-se a alíquota percentualda basede cálculoao somatóriodas tarifas de
referência dos componentes tarifários TUSDg FIO B, TUSDg PerdasTécnicas e TUSDg
TFSEE.
7.2 TARIFAS BASE ECONÔMICA
38. A TUSDg Base Econômica será atarifa 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
39. A tarifa base financeira deverá ser obtida pelo ajuste da tarifa base
econômica pelofator multiplicativodareceitafinanceirade cadacomponente tarifário,
conforme procedimento disposto no item 3.2 do Submódulo 7.3.
40. A TUSDg de Aplicação será o somatório da TUSDg base econômica e TUSDg
base financeira.
8.TARIFA PARA AS CENTRAIS GERADORAS DO AGRUPAMENTO BT (GRUPO B)
8.1. TARIFA DE REFERÊNCIA
8.1.1. TUSDg FIO B
41. 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
– MUSD da central geradora em relação à potência nominal do transformador de
distribuição existente na rede no momento da solicitação de acesso. São definidos 2 tipos
de conexões:
i. Tipo 1: MUSD menor que a potência nominal do transformador de
distribuição; a Tarifade ReferênciaTUSDg FIOBserá definidacom baseno custo de
atendimento considerando apenas o custo das redes de baixa tensão; ou
ii. Tipo 2: MUSD maior quea potência nominal dotransformador de
distribuição; a Tarifade ReferênciaTUSDg FIOBserá definidacom baseno 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.
42. A Tarifa de Referência TUSDg FIO B é obtida a partir da Tarifa de Referência
do segmento consumo, definido conforme o Submódulo7.2, de acordo coma seguinte
equação: 1_MME_23_006
8.1.2. TUSDg PERDAS TÉCNICAS
43. As TarifasdeReferência paraas perdastécnicas,apuradas nomomento
da revisão tarifária, são calculadas por agrupamento de acordo com a equação 5.
8.1.3. TUSDg ENCARGOS
44. A Tarifa de Referência para a componente tarifária TFSEE é definida
aplicando-se a alíquota percentual da base decálculo à tarifa dereferência do
componente tarifário TUSDg FIO B.
45. A Tarifa de Referênciapara acomponente tarifária P&Dé definida
aplicando-se a alíquota percentualda basede cálculoao somatóriodas tarifas de
referência dos componentes tarifáriosTUSDg FIOB, TUSDgPerdas Técnicase TUSDg
TFSEE.
8.2 TARIFAS BASE ECONÔMICA
46. A TUSDg Base Econômica será a tarifa de referência atualizada pelo fator
multiplicativo de cada componentetarifário, conformedisposto noitem 3.1 do
Submódulo 7.3.
8.3. TARIFAS DE APLICAÇÃO
47. A tarifa base financeira deverá ser obtida pelo ajuste da tarifa base
econômica pelo fatormultiplicativo dareceitafinanceira decada componente tarifário,
conforme procedimento disposto no item 3.2 do Submódulo 7.3.
48. A TUSDgde Aplicaçãoserá osomatórioda TUSDgbase econômicae
TUSDg base financeira.
9.DA RECEITAFATURADA PELADISTRIBUIDORA COMA TUSDgDO
AGRUPAMENTO AT-2
49. 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.
50. Para as distribuidoras que não possuam CUST com o ONS, o repasse da
receita deveráserfeito pormeiodoCUSDcelebradoentrea distribuidorasuprida e a
respectiva supridora.
10. DISPOSIÇÕES GERAIS E TRANSITÓRIAS
51. Para mitigargrandesvariações daTUSDg dosagrupamentosMT eBT,
pode-se analisaremcadaprocessotarifário umaregradetransição,escalonando a
aplicação da nova.
52. Paraas centraisgeradorasconectadasem138kV ou88kV,não
consideradas nominalmente no momento de cálculo das tarifas de referência, será
definida uma tarifagenérica, combase namédiadas tarifasde referênciade todas as
centrais geradoras, consideradas como novas, da respectiva distribuidora acessada.
53. Astarifas dequetratamoparágrafo52 devemserutilizadasno
faturamento do encargo de uso do sistema de distribuição paraacesso ao sistema de
distribuição em caráter temporário em níveis de tensão de 88 kV ou 138 kV.
54.Para o ciclo tarifário 2023/2024, a participação PDR será igual a 90% e PDN
igual a 10%.
55.Para o ciclo tarifário 2024/2025, a participação PDR será igual a 80% e PDN
igual a 20%.
56.Para o ciclo tarifário 2025/2026, a participação PDR será igual a 70% e PDN
igual a 30%.
57.Para o ciclo tarifário 2026/2027, a participação PDR será igual a 60% e PDN
igual a 40%.
58.Do ciclo 2027/2028 em diante, a participação PDR será igual a 50% e PDN
igual a 50%.
ANEXO LXIII
Submódulo 9.4
CÁLCULODAS TARIFASDEUSO DOSISTEMADETRANSMISSÃO (TUST)E
TARIFA DE TRANSPORTE DE ITAIPU
Versão 1.1 C
1. OBJETIVO
1. 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-se às centraisde geração,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 degeração participantesdeleilões deenergia 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 metodologiapara cálculodas tarifaseencargos nodaisse baseiana
estimativa de custos que os usuários impõem à rede nos períodos de exigência 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 cada barra, deforma apreservar arelatividade dosencargos entreos diversos
agentes usuários.
5. Assim,metodologianodalbusca capturaravariaçãodoscustosde
expansão da rede, decorrente de um incremento marginal deinjeção de potência,
causados pelo crescimento da cargaou dageração, considerando ascondições de
demanda em queoselementos detransmissãosãoutilizados emcarregamento
máximo.
I – utiliza-se a “rede ideal de custo mínimo”, que se refere à rede necessária
para oatendimentodademandaapartir dasusinasexistentes,equetemamesma
topologia e impedâncias da rede existente no horizonte de cálculo;
II – a capacidade de transmissão de cada linha e transformador da rede ideal
coincide com o fluxo verificado no elemento, na condição de demanda considerada para
o estabelecimento das tarifas de transmissão; e
III -admite-se queaexpansãoda rededetransmissãose faráutilizandoas
rotas existentes. Isto implicaem considerarque épossível expandirpor meio de
acréscimos marginais na capacidade de transmissão das rotas existentes.
7. A solução analítica do modelo é obtidaa partir da redeideal de custo
mínimo em queé calculadoumcaso basede fluxodepotência linearpor meioda
construção da matriz de sensibilidade que relaciona os fluxos de potência nas diferentes
linhas e transformadores com a potência injetada em cada barra do sistema.
8. Estamatriz desensibilidadeéobtidaapartir damatrizdeimpedâncias
“Zbus” quesecalcula comopartedoprocessodesoluçãodo fluxodepotêncialinear.
Cada sensibilidade é definida matematicamente como: 1_MME_23_007
9. Em outros termos, aumentando-se em 1 MW a carga ou a geração em uma
barra do sistema, pode-se determinar a variação dos fluxos nas linhas e transformadores.
Como se está considerando que não há folgas na capacidade de transmissão, tais variações
acarretam investimentos para elevar marginalmente a capacidade desses elementos.
10. A partir dessesfluxos incrementaise usandocustos padronizadosde
expansão (custos de reposição de linhas e subestações, parametrizados pelo comprimento
das linhas, níveis detensão epotência nominalde 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$/MW.
11. Para a determinaçãodas tarifasnodais utilizam-secustos unitários,isto é,
custos normalizados pelas capacidades padronizadas para cada elemento do sistema. Estes
são baseados emcustosdereposição, operaçãoemanutençãotípicos dosistema de
transmissão. 1_MME_23_008
Onde:
CL – custo unitário do elemento L, em R$/MW;
CustoL – custo de reposição do elemento L, em base anual, calculado a partir do
custo total de reposição do elemento, em R$; e
CapL – capacidade de transmissão do elemento L, em MW.
12. Paraaobtençãodoscustos unitáriosdaslinhasdetransmissão,as
capacidades de transporte sãopadronizadas pornível detensão epara os
transformadores, as capacidades são padronizadaspelas potênciasnominais, conforme
valores dispostos no Anexo I.
13. Parao cálculodatarifanodal foiintroduzidoofator deponderaçãocom
limite inferior de 0% e limite máximo de 100% no carregamento dos elementos (linhas de
transmissão e transformadores), estabelecido da seguinte forma: 1_MME_23_009
Onde 1_MME_23_010
14. Assim, determinam-se os custos (ou benefícios) associados a uma unidade
de incremento nademanda ounageração emcada barradosistema deacordo coma
seguinte fórmula: 1_MME_23_011
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 PARACOBERTURA TOTAL DA RECEITA ANUAL
PERMITIDA – RAP
16. Oscustos detransmissãodaredebásica sãoremuneradosàs
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 a TUST-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 daaplicação da tarifanodal, 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_23_012
19. A parcela aditiva para o segmento geração (Kgeração) é calculada: 1_MME_23_013
Pb – MUST contratado em regime permanente pelo segmento geração em cada
barra do sistema (MW);
Nb – número de barras da rede de transmissão;
RAPgeração – parcela da receita anual permitida a ser recuperada pelos geradores
(R$/ano); e
%G – percentual inicial estabelecido ao segmento geração para provisionamento
da RAP, definido em 50%.
20. Aparcelaaditivaparao segmentoconsumo(Kconsumo) é determinada de
forma semelhante, de modo que: 1_MME_23_014
Onde:
Db – MUST contratado em regime permanente pelosegmento consumo em
cada barra do sistema (MW);
RAPconsumo – parcela da receita anual permitida a ser recuperada pelas
cargas(R$/ano); e
%D – percentualinicialestabelecidoao segmentoconsumopara
provisionamento da RAP, definido em 50%.
4. PROCEDIMENTOS GERAIS PARA CÁLCULO DA TUST-RB
21. As TUSTserãoaplicadas embasemensal,considerando ametodologia
descrita na seção 3, considerando as disposições a seguir: 1_MME_23_015
22. O limite mínimo da TUST-RB deve ser 50% da Tarifa Equivalente Uniforme
(TEU) de cada segmento, calculada da seguinte forma: 1_MME_23_016
23. Os encargos de uso do sistema de transmissão deverão ser suficientes
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 elétricasnos sistemas detransmissão parafins de
contabilização e liquidação serão tratadas pela Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE), de acordo com as regras específicas.
25. Deverãoserconsideradosos MontantesdeUsodoSistemade
Transmissão (MUST) contratados pelos usuários em regime permanente, de acordo com
as Regras de Transmissão.
26. Para o segmentogeração, será descontadaas ParcelasTUSDg-T e
TUSDg-ONS definidas no Submódulo7.4 doProret, pormeio deparcela 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 todasas centrais degeração de formaproporcional aos
MUST contratados em regime permanente, de forma a manter o equilíbrio entre carga
e geração em cadasubmercado doSIN, paraa formaçãoda componenteregional,
denominada deTUST RBRb;
ii. 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 do SIN para a formaçãoda componente nacional, denominadade TUST
RBNb;
iii. Deverá ser aplicado Fator de Demanda (FD) sobre os MUST contratados
em regime permanente para o segmento consumo, calculado acada ciclo tarifário
considerando o horizonte dos últimos 5 ciclos tarifários, unicamente para o cálculo do
fluxo de potência a ser utilizado na parcela locacional
1_MME_23_017
para aformaçãodacomponenteTUST RBNb;conformeequaçãoaseguir: 1_MME_23_018
Onde:
FD: Fator de Demanda (adimensional)
DM: Demanda média obtida no ciclo i, em base diária (GW);
D: Demanda máxima instantânea no dia k (GW);
MUST: Maior valor entre os MUST contratados nos horários de ponta e fora de
ponta no ciclo i (GW);
d: número de dias do ciclo i; e
n: Número de ciclos tarifários do intervalo de cálculo (adimensional).
iv. asinstalações emoperaçãocomercialeascom previsãodeentradaem
operação no horizonte de cálculo; e
v. amodelagem dosefeitosdaetapademotorização decadacentralde
geração.
5. TUST-RB DO SEGMENTO GERAÇÃO
32. As TUST-RB do segmento geração serão controladas por ponto de conexão
de Rede Básica,apartirde métricadenominadadeenvoltória tarifária,descrita a
seguir:
i. para o primeiro ciclode aplicação (cicloN-1), considerar aTUST Controlada
(TC) por ponto de conexão de Rede Básica igual à TUST calculada na Barra (TB), também
denominada de Tarifa de Partida (TP): 1_MME_23_019
ii. a partir do segundociclo (ciclo N),considerar o seguintemecanismo de
controle tarifário: 1_MME_23_020
Onde,
N – ciclo tarifário de aplicação do controle tarifário;
TB – TUST-RB da Barra calculada anualmente;
PTB – Participação da TUST da Barra 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: 1_MME_23_021
36. As TUST-RB poderão serestimadas pelas centraisde geração apartir das
Tarifas Controladas (TC)homologadasacada cicloporpontode conexãodeRede
Básica.
37. A Tarifa de Partida (TP) para o controle tarifário dos pontos de conexão de
Rede Básica ainda não homologados no ciclo tarifário, relacionados à participação de novas
centrais de geraçãoemleilõesdo ACR,seráestabelecidapreviamente aocertame desde
que:
i. o novoponto deconexão sejaoriundode novosistema detransmissão
integrante deRedeBásicaplanejado estritamenteparaoescoamentodageração
relacionada ao leilão do ACR, de modo que a tarifa de partida para o controle tarifário será
obtida mediante cálculo prospectivo no ciclo previsto para início de suprimento a partir de
base de dados elaboradapela Empresa dePesquisa Energética (EPE)com baseno Plano
Decenal de Energia Elétrica (PDE) e deRAP prospectiva calculada nostermos da seção
8;
ii. a Tarifa dePartida (TP)será válidaem casode êxitono certamee
contratação do ponto de conexão declarado no leilão mediante celebração do Contrato de
Uso do Sistema de Transmissão (CUST); e
iii. a Tarifa dePartida seráatualizada peloIAT paraa referênciado ciclo
imediatamente anterior ao ciclo previsto para a entrada em operação 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, ascentrais degeraçãopoderãoestimar apartirdastarifas da 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 o ONS autorizado a definir os EUST considerando as TUST-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. Casoalgumacentraldegeração celebreCUSTenãohajaTUST-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 tarifáriosubsequente,quandoo pontodeconexãocontratado passará a ser
modelado nabase dedados,considerandoa tarifaaplicadanociclo anterior como de
partida (TP) para a envoltória tarifária.
42. Para ascentrais geradorasassociadas, aTUSTserá únicapara oconjunto
associado e será estabelecida nas apurações mensais de serviços e encargos 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_23_022
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 desseregulamento, o IAT manteráseu histórico
inalterado, atualizando apenas os índices relacionados ao período do ciclo j.
35. As TUST-RB das centrais de geração cujaremuneração seja integralmente
oriunda de cotas de garantia física destinadas ao atendimento do Ambiente de Contratação
Regulada (ACR)serão aquelasefetivamente obtidaspara cadaciclo tarifário mediante
cálculo anual (TB), não se aplicando o disposto nos parágrafos 32 e 33.
Onde:
TUSTg – TUST-RB calculada pela ANEELaplicável para cada centralde geração
integrante do conjunto associado;
MUSTg -Parcela doMontantedeUsodoSistema deTransmissão-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 centraisgeradoras associadasas demaiscondições
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 o montante a ser arrecadado rateado de forma
proporcional ao total de MUST contratado em regime permanente e em cada horário.
45. As diferenças anuais apuradasa cada ciclotarifário, para maisou para
menos, entre as TUST-RB estabelecidas para o segmento geração e aquelas efetivamente
obtidas para o mesmo ciclo mediante simulação anual (TB),serão contabilizadas e
atribuídas ao segmento consumo do SIN de forma proporcional aos MUST contratados em
regime permanente.
46. Noâmbito daAMSE,casoalgumusuáriodo segmentoconsumocelebre
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 àsinstalações defronteira deve consideraras parcelas
relacionadas aos transformadores e conexões com tensão primária igual ou superior a 230
kV pertencentes à Rede Básica e asinstalações classificadas como DemaisInstalações de
Transmissão (DIT) de uso compartilhado, bem comoa parcela de ajusteproveniente 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 seráobtida apartir dorateio dovalor totalda RAPe PApelo
somatório dos MUST contratadosem regimepermanente eem cadaponto deconexão,
pelas respectivas distribuidoras e permissionárias, nos postos tarifários de ponta e fora de
ponta.
49. Noâmbito daAMSE,casoalgumusuáriodo segmentoconsumocelebre
CUST enãohaja TUST-FRhomologadaparaopontode conexãocontratado,oONS
deverá:
i. aplicar a tarifa homologada para os pontos de conexão pertencentes à Rede
Básica de Fronteira/DIT compartilhada, casoo pontode conexão façaparte 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
propiciar a participação pública e a promoção da qualidade dos dados a serem 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 de Dados pela ANEEL, ela se torna blindada,
não podendo haver alterações posteriores.
7.1. REPRESENTAÇÃO DA CARGA
53. Arepresentação dacarganabase dedadosdecálculoda TUSTdociclo
tarifário deve considerar as premissas elencadas abaixo:
i. a representaçãoda cargadasdistribuidoras edas unidadesconsumidoras
com acesso à Rede Básica deve considerar a média dos MUST efetivamente contratados na
modalidade permanente para o ciclo tarifário sob cálculo;
ii. para os CUST que apresentem mais de um valor de MUST em seus anexos,
o MUST representado deveser aquele aderenteà rede elétricaprevista parao 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 da carga igual a 0,1 MW, quando a barra associada não tenha
outra carga em regime permanente; ou
iii.b) com valor de carga igual a zero, caso a barra já possua 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 com acesso à Rede Básica deve considerar o maior
MUST efetivamentecontratado namodalidadepermanenteparao ciclotarifário 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 critériosmais restritivos derepresentação 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 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.
57. Cumpre destacar quecaso essesrecursos nãosejam provisionadospara
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 aapuração pelo ONS daParcela de Ajuste.
Portanto, as parcelas MUST Parcial e EUST Parcial não representam custos adicionais, mas
a redução da incerteza associada ao acréscimo de valores positivos à Parcela de Ajuste.
7.3.1 MUST PARCIAL
58. As centrais degeração devem declararmontantes deuso conforme
cronograma contido no respectivo ato de outorga, conforme Regras de Transmissão.
59. Desta forma, as usinas que passam por período de motorização até atingir
a potência outorgada contratamMUST quereflita esseprocesso, ensejandona 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 injetável a fim de refletir a máxima utilização da rede pelo usuário.
Dessa forma, a arrecadação fica majorada por um montante que não será utilizado para
apurar todos osencargos deusodo ciclo,gerandoum déficitde arrecadação. Portanto,
faz-se necessário implementar mecanismo que ajuíze o pagamento mais preciso da usina,
chamado de MUST Parcial.
61. Neste cálculoadota-seo conceitodo MUSTequivalente,dado pelarazão
entre osomatório dosMUSTescalonadosnociclo tarifárioeos12meses dociclo, que
representa aparcelade contribuiçãodacentraldegeraçãonorateio dareceita a ser
arrecadada no ciclo.
62. Aarrecadação mensalassociadaàrubricaMUSTParcial édadapela
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. Ascentrais degeraçãodevemcontratarouso dosistemadetransmissão
conforme as datas estabelecidas na outorga, nos termos das Regras de Transmissão, de
modo que o início de execução do MUST pode ocorrer em qualquer mês do ciclo
tarifário.
64. Contudo, o cálculo tarifário considera as usinas com pagamentos constantes
durante o ciclo, num total de12 meses, ocasionandoa majoração dos encargosde uso
pelas novas centrais de geração. Dessaforma, faz-se necessárioimplementar 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 reposição das instalações modeladas na base de dados
deverão ser compostos de acordo valores dispostos no Anexo I, obtidos a partir do Banco
de Preços deReferência ANEEL,nos termosda NotaTécnica nº092/2013-SRT/ANEEL
disponibilizada na Audiência Pública nº 040/2013.
7.5. TRATAMENTO DAS INSTALAÇÕES DE CORRENTE CONTÍNUA
66. A metodologianodalempregada paraocálculotarifário nãotrata
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 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 arrecadadona instalação em questão.Assim, o
nível da TUST-RB 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.
68. Sendo assim, para o cálculo da TUST-RB, as instalações de corrente contínua
devem sermodeladas comocircuitosdecorrentealternadaequivalentes pelo ONS, em
termos de parâmetroselétricos, afim dequeo fluxonos elementosseja resultado da
convergência do fluxo de potência, como nas demais instalações modeladas.
69. Para o caso da energiaproveniente das usinas hidrelétricasUHE 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 deconversoras 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 corrente contínua, as usinas devem ser modeladas de modo a escoar a potência de
forma proporcionalàcapacidadedos equipamentos(bipoloseback-to-back). Assim, 90%
da capacidade total de geração utilizam osbipólos de corrente contínua,enquanto os
restantes 10% da capacidade de geração utilizam as conversoras back-to-back.
71. Caso outros sistemas de transmissão sejam construídospara que o
escoamento de uma mesma usina se dê em circuitos de corrente alternada e em circuitos
de corrente contínua concomitantemente, o ONS está autorizado a modelar o escoamento
da central degeração deforma proporcionalà capacidadedos equipamentosCA/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 utilizadaspara o cálculoda TUST-RB descritono parágrafo37. Para
estimar o incremento de receitaassociada à expansão previstapara a RedeBásica 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 as Resoluções nº 166 e nº 167, 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;
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 dociclo inicial devedesconsiderar oscomponentes financeiros
imprevisíveis, tais como:passivos excepcionais,Parcelas deAjuste eOutros Ajustes,pois
possuem característicaprovisória deajustederecursosentreciclos 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 objeto do cálculo. Para o cálculo da RAP
Prospectiva faz-se necessário adicionar:
i. as receitas estimadas subsequentes dasampliações de instalaçõesde Rede
Básica – caracterizadas como estimativas da RBL;
ii. as receitas estimadas subsequentes referentes à substituição das instalações
com vida útil regulatória esgotada – caracterizadas como 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 consecuçãodasRAPs prospectivasserãoformadaspela 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, RMELe REQNI,constantes doSistema de
Gestão da Transmissão – SIGET, e previstos no horizonte do PDE para entrada em operação
comercial;
ii. as estimativasdasreceitas dosempreendimentosnãooutorgados naRede
Básica e Interligações Internacionais (estimativa das parcelas de receita classificadas como
RBL, RBNIe REQNI), obtidas apartir dos investimentos constantesdo PET/PELP
compreendidos no horizonte do PDE para entrada em operação comercial;
iii. os efeitos decorrentes da Portaria MME nº 120/2016;
iv. a redução devido ao perfil degrau (redução de 50% no 16º ano) 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 valoresforam obtidosa partirda ResoluçãoHomologatória
ANEEL nº 1.706, de 2014, que estabelece emseu art. 1º os valoresdevidos ao Regime
Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI a serem aplicados
para linhas de transmissão e subestações; e
iii. por fim, aplica-se a metodologia constante do Submódulo 9.7 do PRORET
para a definição das estimativas de receita dos empreendimentos não outorgados previstos
no PET/PELP, considerando o WACC1, 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 detransmissão dedicadasà usinahidrelétrica deItaipu são
remuneradas diretamente por meio da tarifa de transporte de Itaipu, que é definida como
a razão entreos encargosde conexãodas instalaçõesno ciclotarifário emanálise,
adicionada à parcela de ajuste do período, e a potência média contratada pelos cotistaspartes
para o ano civil. 1_MME_23_023
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 potênciade Itaipucontratadapelo Brasilévendida pormeio decotas-
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 encargos de conexão e dasPAs são reajustados
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 desse regulamento, 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 àscentrais degeração vencedoras deleilão 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 mudança de regime metodológico das tarifas atualmente homologadas
para a métrica descrita na seção 5 incorrerá em alguma das seguintes condições:
i. para as TUST-RB homologadas nos termos daResolução 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 daResolução 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) paraa centraldegeraçãonãoconformadano item(ii.a)desdeque:
vencida a validade de 10 ciclos tarifários daTUST-RB ou da outorga; outenha a outorga
renovada, prorrogada ourelicitada,oque ocorrerprimeirodentreos critérios deste
item.
iii. alteraçãodepontode conexãoemrelaçãoaoconsideradono
estabelecimento da TUST-RB; ou
iv. aumentoacima de10%damáximapotência injetávelconsideradano
estabelecimento da TUST-RB.
84. A mudança de regimemetodológico de quetrata o parágrafo83, 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:
TUST-RB Ciclo 1 = 1/3 x TUST-RB Nova + 2/3 x TUST-RB Vigente
TUST-RB Ciclo 2 = 2/3 x TUST-RB Nova + 1/3 x TUST-RB Vigente
85. O parágrafo 84 aplica-se indistintamentea todo o segmentogeração 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,paraascentrais degeraçãoquetiveramaTUST
estabilizada fixada nos termos da Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007, e
reduzida coma aplicaçãodocálculodatransição dequetrataocaputdo art.8º da
Resolução Normativanº559/213atéo ciclotarifário2021/2022,osvalores resultantes
devido à aplicaçãodestaregrade transiçãodeverãosercreditados paraessas 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.
88. Para o ciclo tarifário 2023/2024, a participação PDR será igual a 90% e PDN igual a 10%.
89. Para o ciclo tarifário 2024/2025, a participação PDR será igual a 80% e PDN igual a 20%.
90. Para o ciclo tarifário 2025/2026, a participação PDR será igual a 70% e PDN igual a 30%.
91. Para o ciclo tarifário 2026/2027, a participação PDR será igual a 60% e PDN igual a 40%.
92. Do ciclo 2027/2028 em diante, a participação PDR será igual a 50% e PDN igual a 50%.
11. GLOSSÁRIO
93. 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.
DESPACHO Nº 2.637, DE 16 DE SETEMBRO DE 2022
O DIRETOR DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das suas atribuições regimentais, com fulcro no disposto no § 3º do artigo 43 da Norma do Organização
ANEEL nº 001, revisada pela Resolução Normativa nº 273, de 10 de julho de 2007 e o que consta do Processos nº 48500.004753/2021-12 e nº 48500.004754/2021-67, decide declarar a
perda de objeto dos Requerimentos Administrativos interpostos pela Brasil Comercializadora de Energia Ltda, cadastrada sob o CNPJ 13.145.928/0001-06 e pela Argon Comercializadora de
Energia Ltda, cadastrada sob o CNPJ 21.642.355/0001-54 com vistas à anuência à resolução de Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEARs celebrados
com a Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA.
HÉLVIO NEVES GUERRA
RETIFICAÇÃO
Na Resolução Normativa ANEEL nº 1.043, de 19 de setembro de 2022 constante no Processo nº 48500.005649/2014-16, publicada no DOU nº 181, de 22 de setembro
de 2022, Seção 1, p. 90, onde se lê: “Art. 2º Esta Resolução entra em vigor em 28 de setembro de 2022.”, leia-se: “Art. 2º Esta Resolução entra em vigor em 3 de outubro de
2022”.
RETIFICAÇÃO
No Despacho nº 2.124, de 9 de agosto de 2022, constante no Processo nº 48500.003312/2022-84, publicado no DOU nº 153, de 12 de agosto de 2022, Seção 1, página 46, foi
alterado o Anexo. A íntegra desta Resolução e seus anexos constam dos autos e estarão disponíveis em biblioteca.aneel.gov.br.
Onde se lê:
ANEXO
Parcelas da Receita Anual Permitida referentes à operação e manutenção associadas às instalações de transmissão transferidas a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica
Paulista (CTEEP), Contrato de Concessão nº 59/2001.
I.1Parcelas da RAP referentes ao seccionamento da Linha de Transmissão 440 kV Bauru – Oeste na SE Bracell.
. DATA DE REFERÊNCIA: 01/06/2021
. INÍCIO DA VIGÊNCIA DA RECEITA: 01/07/2022
. EDIFICAÇÃO
OBRA
VIGÊNCIA DA
RAP (ANOS)
RAP (R$) TIPO DA
RAP
USUÁRIO
. Seccionamento da Linha
de Transmissão 440 kV
Bauru – Oeste C1 na SE
Bracell.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de trecho de Linha de Transmissão
em 440kV,circuitoduplo,Bauru-Bracell C1,originadodoseccionamentoda Linha de
Transmissão 440 kV Bauru – Oeste C1, e a subestação seccionadora Bracell, com 5 km de
extensão.
36 177.853,92 RBNI Rede Básica
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de trecho de Linha de Transmissão
em 440 kV, circuito duplo, Bracell-Oeste C1, originado do seccionamentoda Linha de
Transmissão 440 kV Bauru – Oeste C1, e a subestação seccionadora Bracell, com 5 km de
extensão.
36 177.853,92 RBNI Rede Básica
. SE Bracell Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha em 440 kV,
arranjo Disjuntor e Meio, na subestação Bracell, associada à Linha de Transmissão 440 kV
Bauru – Bracell C1.
29 220.256,92 RBNI Rede Básica
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha em 440 kV,
arranjo Disjuntor e Meio, na subestação Bracell, associada à Linha de Transmissão 440 kV
Bracell – Oeste C1.
29 220.256,92 RBNI Rede Básica
. Parcela adicional de RAP paraoperação e manutenção deInterligação de Barraem 440
kV, arranjo Disjuntor e Meio,na SE Bracell, devidoao seccionamento daLinha de
Transmissão 440 kV Bauru – Oeste na SE Bracell.
32 243.378,71 RBNI Rede Básica
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de 1 Módulo de Infraestrutura de
Manobra 440 kV na SE Bracell, associado as entradas de linha 440 kV para as SE’s Bauru
e Oeste, em função do seccionamento da LT 440 kV Bauru – Oeste C1.
31 67.058,06 RBNI Rede Básica
. TOTAL 1.108.619,65
Leia-se:
ANEXO
Parcelas da Receita Anual Permitida referentes à operação e manutenção associadas às instalações de transmissão transferidas a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica
Paulista (CTEEP), Contrato de Concessão nº 59/2001.
I.1 Parcelas da RAP referentes ao seccionamento da Linha de Transmissão 440 kV Bauru – Oeste na SE Bracell.
. DATA DE REFERÊNCIA: 01/06/2021
. INÍCIO DA VIGÊNCIA DA RECEITA: 01/07/2022
. EDIFICAÇÃO
OBRA
VIGÊNCIA DA
RAP (ANOS)
RAP (R$) TIPO DA
RAP
USUÁRIO
. Seccionamento da Linha
de Transmissão 440 kV
Bauru – Oeste C1 na SE
Bracell.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de trecho de Linha de Transmissão
em 440kV,circuitoduplo,Bauru-Bracell C1,originadodoseccionamentoda Linha de
Transmissão 440 kV Bauru – Oeste C1, e a subestação seccionadora Bracell, com 5 km de
extensão.
36 178.834,52 RBNI Rede Básica
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de trecho de Linha de Transmissão
em 440 kV, circuito duplo, Bracell-Oeste C1, originado do seccionamentoda Linha de
Transmissão 440 kV Bauru – Oeste C1, e a subestação seccionadora Bracell, com 5 km de
extensão.
36 178.834,52 RBNI Rede Básica
SE Bracell Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha em 440 kV,
arranjo Disjuntor e Meio, na subestação Bracell, associada à Linha de Transmissão 440 kV
Bauru – Bracell C1.
29 220.256,92 RBNI Rede Básica
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha em 440 kV,
arranjo Disjuntor e Meio, na subestação Bracell, associada à Linha de Transmissão 440 kV
Bracell – Oeste C1.
29 220.256,92 RBNI Rede Básica
. Parcela adicional de RAP paraoperação e manutenção deInterligação de Barraem 440
kV, arranjo Disjuntor e Meio,na SE Bracell, devidoao seccionamento daLinha de
Transmissão 440 kV Bauru – Oeste na SE Bracell.
32 243.378,71 RBNI Rede Básica
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de 1 Módulo de Infraestrutura de
Manobra 440 kV na SE Bracell, associado as entradas de linha 440 kV para as SE’s Bauru
e Oeste, em função do seccionamento da LT 440 kV Bauru – Oeste C1.
31 67.058,06 RBNI Rede Básica
. TOTAL 1.108.619,65
RETIFICAÇÃO
No Despacho nº 2.195, de 16 de agosto de 2022, constante nos Processos nº 48500.003307/2022-71 e nº 48500.003308/2022-16, publicado no DOU nº 160, de 23 de agosto
de 2022, Seção 1, página 62, foi alterado o item I.1 do Anexo. A íntegra desta Resolução e seus anexos constam dos autos e estarão disponíveis em biblioteca.aneel.gov.br.
Onde se lê:
I.1 Parcelas da RAP referentes aos seccionamentos das Linhas de Transmissão 440 kV Ilha Solteira – Bauru, circuitos 1 e 2, e 138 kV Avanhandava – Valparaíso, circuitos 1 e 2,
todos na SE Baguaçu.
. DATA DE REFERÊNCIA: 01/06/2021
. INÍCIO DA VIGÊNCIA DA RECEITA: 01/07/2022
. EDIFICAÇÃO OBRA VIGÊNCIA DARAP
(ANOS)
RAP (R$) TIPO DA
RAP
USUÁRIO
. Seccionamento da Linha
de Transmissão 440 kV
Ilha Solteira – Bauru,
circuito 1, na SE Baguaçu.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de trecho com 0,6
km de extensão da Linha de Transmissão 440 kV Ilha Solteira – Baguaçu C1,
circuito duplo, derivada do seccionamento da Linha de Transmissão 440 kV
Ilha Solteira – Bauru C1 na SE Baguaçu.
36 21.469,90 RBNI RB
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de trecho com 0,6
km de extensão da Linha de Transmissão440 kV Baguaçu -Bauru C1,
circuito duplo, derivada do seccionamento da Linha de Transmissão 440 kV
Ilha Solteira – Bauru C1 na SE Baguaçu.
36 21.469,90 RBNI RB
. Seccionamento da Linha
de Transmissão 440 kV
Ilha Solteira – Bauru,
circuito 2, na SE Baguaçu.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de trecho com 0,6
km de extensão da Linha de Transmissão 440 kV Ilha Solteira – Baguaçu C2,
circuito duplo, derivada do seccionamento da Linha de Transmissão 440 kV
Ilha Solteira – Bauru C2 na SE Baguaçu.
36 21.469,90 RBNI RB
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de trecho com 0,6
km de extensão da Linha de Transmissão440 kV Baguaçu -Bauru C2,
circuito duplo, derivada do seccionamento da Linha de Transmissão 440 kV
Ilha Solteira – Bauru C2 na SE Baguaçu.
36 21.469,90 RBNI RB
. Seccionamento da Linha
de Transmissão 138 kV
Avanhandava – Valparaíso,
circuito 1, na SE Baguaçu.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de trecho com 8,3
km de extensão da Linha de Transmissão 138 kV Avanhandava – Baguaçu C1,
circuito duplo, derivada do seccionamento da Linha de Transmissão 138 kV
Avanhandava – Valparaíso C1 na SE Baguaçu.
34 87.913,91 RCDM DIT
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de trecho com 8,3
km de extensãodaLinhade Transmissão138kVBaguaçu -ValparaísoC1,
circuito duplo, derivada do seccionamento da Linha de Transmissão 138 kV
Avanhandava – Valparaíso C1 na SE Baguaçu.
34 87.913,91 RCDM DIT
. Seccionamento da Linha
de Transmissão 138 kV
Avanhandava – Valparaíso,
circuito 2, na SE Baguaçu.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de trecho com 8,3
km de extensão da Linha de Transmissão 138 kV Avanhandava – Baguaçu C2,
circuito duplo, derivada do seccionamento da Linha de Transmissão 138 kV
Avanhandava – Valparaíso C2 na SE Baguaçu.
34 87.913,91 RCDM DIT
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de trecho com 8,3
km de extensãodaLinhade Transmissão138kVBaguaçu -ValparaísoC2,
circuito duplo, derivada do seccionamento da Linha de Transmissão 138 kV
Avanhandava – Valparaíso C2 na SE Baguaçu.
34 87.913,91 RCDM DIT
. SE Baguaçu Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha
em 440 kV, arranjo Disjuntor e Meio, na SE Baguaçu, associada à Linha de
Transmissão 440 kV Ilha Solteira – Baguaçu C1.
29 243.059,12 RBNI RB
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha
em 440 kV, arranjo Disjuntor e Meio, na SE Baguaçu, associada à Linha de
Transmissão 440 kV Ilha Solteira – Baguaçu C2.
29 227.571,86 RBNI RB
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha
em 440 kV, arranjo Disjuntor e Meio, na SE Baguaçu, associada à Linha de
Transmissão 440 kV Baguaçu – Bauru C1.
29 227.571,86 RBNI RB
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha
em 440 kV, arranjo Disjuntor e Meio, na SE Baguaçu, associada à Linha de
Transmissão 440 kV Baguaçu – Bauru C2.
29 227.571,86 RBNI RB
. Parcela adicionalde RAPparaoperaçãoemanutençãode 2Módulosde
Infraestrutura de Manobra- MIM440 kVna SEBaguaçu, associadosas
Entradas de Linha 440 kV para as SEs Ilha Solteira e Bauru.
31 227.571,86 RBNI RB
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha
em 138 kV, arranjo barra dupla com quatro chaves, na SE Baguaçu,
associada à Linha de Transmissão 138 kV Avanhandava – Baguaçu C1.
28 126.457,50 RCDM DIT
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha
em 138 kV, arranjo barra dupla com quatro chaves, na SE Baguaçu,
associada à Linha de Transmissão 138 kV Avanhandava – Baguaçu C2.
28 126.457,50 RCDM DIT
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha
em 138 kV, arranjo barra dupla com quatro chaves, na SE Baguaçu,
associada à Linha de Transmissão 138 kV Baguaçu – Valparaíso C1.
28 126.457,50 RCDM DIT
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha
em 138 kV, arranjo barra dupla com quatro chaves, na SE Baguaçu,
associada à Linha de Transmissão 138 kV Baguaçu – Valparaíso C2.
28 126.457,50 RCDM DIT
. Parcela adicionalde RAPparaoperaçãoemanutençãode 4Módulosde
Infraestrutura de Manobra- MIM138 kVna SEBaguaçu, associadosas
Entradas de Linha 138 kV para as SEs Avanhandava e Valparaíso.
31 45.838,52 RCDM DIT
. TOTAL 2.033.607,31
Leia-se:
I.1 Parcelas da RAP referentes aos seccionamentos das Linhas de Transmissão 440 kV Ilha Solteira – Bauru, circuitos 1 e 2, e 138 kV Avanhandava – Valparaíso, circuitos 1 e 2,
todos na SE Baguaçu
. DATA DE REFERÊNCIA: 01/06/2021
. INÍCIO DA VIGÊNCIA DA RECEITA: 01/07/2022
. EDIFICAÇÃO OBRA VIGÊNCIA DA
RAP (ANOS)
RAP (R$) TIPO DA
RAP
USUÁRIO
. Seccionamento da Linha
de Transmissão 440kV
Ilha Solteira -Bauru,
circuito 1, na SE Baguaçu.
Parcela adicional deRAPpara operaçãoemanutençãode trechocom0,6 kmde
extensão da Linha de Transmissão 440 kV Ilha Solteira – Baguaçu C1, circuito duplo,
derivada do seccionamento daLinha deTransmissão 440kV IlhaSolteira -Bauru
C1 na SE Baguaçu.
36 21.469,90 RBNI RB
. Parcela adicional deRAPpara operaçãoemanutençãode trechocom0,6 kmde
extensão da Linha deTransmissão 440kV Baguaçu- BauruC1, circuitoduplo,
derivada do seccionamento daLinha deTransmissão 440kV IlhaSolteira -Bauru
C1 na SE Baguaçu.
36 21.469,90 RBNI RB
. Seccionamento da Linha
de Transmissão 440kV
Ilha Solteira -Bauru,
circuito 2, na SE Baguaçu.
Parcela adicional deRAPpara operaçãoemanutençãode trechocom0,6 kmde
extensão da Linha de Transmissão 440 kV Ilha Solteira – Baguaçu C2, circuito duplo,
derivada do seccionamento daLinha deTransmissão 440kV IlhaSolteira -Bauru
C2 na SE Baguaçu.
36 21.469,90 RBNI RB
. Parcela adicional deRAPpara operaçãoemanutençãode trechocom0,6 kmde
extensão da Linha deTransmissão 440kV Baguaçu- BauruC2, circuitoduplo,
derivada do seccionamento daLinha deTransmissão 440kV IlhaSolteira -Bauru
C2 na SE Baguaçu.
Seccionamento da Linha
de Transmissão 138kV
Avanhandava -Valparaíso,
circuito 1, na SE Baguaçu.
Parcela adicional deRAPpara operaçãoemanutençãode trechocom8,3 kmde
extensão da Linha de Transmissão 138 kV Avanhandava -Baguaçu C1, circuito
duplo, derivada do seccionamento da Linha de Transmissão 138 kV Avanhandava –
Valparaíso C1 na SE Baguaçu.
34 87.913,91 RCDM DIT
. Parcela adicional deRAPpara operaçãoemanutençãode trechocom8,3 kmde
extensão da Linha de Transmissão 138 kV Baguaçu – Valparaíso C1, circuito duplo,
derivada do seccionamento daLinha deTransmissão 138kV Avanhandava-
Valparaíso C1 na SE Baguaçu.
34 87.913,91 RCDM DIT
. Seccionamento da Linha
de Transmissão 138kV
Avanhandava -Valparaíso,
circuito 2, na SE Baguaçu.
Parcela adicional deRAPpara operaçãoemanutençãode trechocom8,3 kmde
extensão da Linha de Transmissão 138 kV Avanhandava -Baguaçu C2, circuito
duplo, derivada do seccionamento da Linha de Transmissão 138 kV Avanhandava –
Valparaíso C2 na SE Baguaçu.
34 87.913,91 RCDM DIT
. Parcela adicional deRAPpara operaçãoemanutençãode trechocom8,3 kmde
extensão da Linha de Transmissão 138 kV Baguaçu – Valparaíso C2, circuito duplo,
derivada do seccionamento daLinha deTransmissão 138kV Avanhandava-
Valparaíso C2 na SE Baguaçu.
34 87.913,91 RCDM DIT
. SE Baguaçu Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha em 440
kV, arranjo Disjuntor e Meio, na SE Baguaçu, associada à Linha de Transmissão 440
kV Ilha Solteira – Baguaçu C1.
29 227.571,86 RBNI RB
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha em 440
kV, arranjo Disjuntor e Meio, na SE Baguaçu, associada à Linha de Transmissão 440
kV Ilha Solteira – Baguaçu C2.
29 227.571,86 RBNI RB
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha em 440
kV, arranjo Disjuntor e Meio, na SE Baguaçu, associada à Linha de Transmissão 440
kV Baguaçu – Bauru C1.
29 227.571,86 RBNI RB
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha em 440
kV, arranjo Disjuntor e Meio, na SE Baguaçu, associada à Linha de Transmissão 440
kV Baguaçu – Bauru C2.
29 227.571,86 RBNI RB
. Parcela adicional de RAP paraoperação emanutenção de 2Módulos de
Infraestrutura de Manobra – MIM 440 kV na SE Baguaçu, associados as Entradas de
Linha 440 kV para as SEs Ilha Solteira e Bauru.
31 134.116,11 RBNI RB
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha em 138
kV, arranjo barra duplacom quatro chaves,na SE Baguaçu,associada àLinha de
Transmissão 138 kV Avanhandava – Baguaçu C1.
28 126.457,50 RCDM DIT
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha em 138
kV, arranjo barra duplacom quatro chaves,na SE Baguaçu,associada àLinha de
Transmissão 138 kV Avanhandava – Baguaçu C2.
28 126.457,50 RCDM DIT
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha em 138
kV, arranjo barra duplacom quatro chaves,na SE Baguaçu,associada àLinha de
Transmissão 138 kV Baguaçu – Valparaíso C1.
28 126.457,50 RCDM DIT
. Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de Linha em 138
kV, arranjo barra duplacom quatro chaves,na SE Baguaçu,associada àLinha de
Transmissão 138 kV Baguaçu – Valparaíso C2.
28 126.457,50 RCDM DIT
. Parcela adicional de RAP paraoperação emanutenção de 4Módulos de
Infraestrutura de Manobra – MIM 138 kV na SE Baguaçu, associados as Entradas de
Linha 138 kV para as SEs Avanhandava e Valparaíso.
31 45.838,52 RCDM DIT
. TOTAL 2.033.607,31
SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES DE
GERAÇÃO
DESPACHO Nº 2.463, DE 22 DE SETEMBRO DE 2022
Processos nº48500.002432/2020-01, 48500.002431/2020-58,48500.000232/2020-13 e
48500.000233/2020-50. Interessados: Sol Serra do Mel III SPE S.A.-39.702.802/0001-89; Sol
Serra do Mel IV SPE S.A.-39.702.815/0001-58, SolSerra do Mel VSPE S.A.-
39.702.823/0001-02 e Sol Serra do Mel VI SPE S.A.-39.702.834/0001-84. Decisão: alterar as
características técnicas e as instalações de interesse restrito das UFV Serra do Mel III a VI,
localizadas no município de Serra do Mel, estado do Rio Grande do Norte. A íntegra deste
Despacho e seu Anexoconstam dos autose estarãodisponíveis em
http://biblioteca.aneel.gov.br.
RENATO MARQUES BATISTA
Superintendente Adjunto
DESPACHO Nº 2.648, DE 19 DE SETEMBRO DE 2022
Processo nº: 48500.005877/2022-04.Interessados:MoxyAdministração eParticipações –
Eireli. e Construnível Energias Renováveis Ltda. Decisão: conferir o Registro para a
elaboração dos Estudos de Inventário Hidrelétrico do rio Ipiranga, integrante da sub-bacia
18, no estado do Pará, cadastrado sob o Código de Inventários – CINV: INV.18.0045.01. A
íntegra deste Despacho consta dos autos estará disponível em biblioteca.aneel.gov.br.
RENATO MARQUES BATISTA
Superintendente Adjunto
DESPACHO Nº 2.692, DE 21 DE SETEMBRO DE 2022
Processos: listados no Anexo. Interessado: Dunamis Projetos de Energia Fotovoltaica SPE
Ltda.. Decisão:alterar ascaracterísticas técnicase osistema detransmissão deinteresse
restrito das UFV Dunamis I, Dunamis II eDunamis III. A íntegra desteDespacho e seu
Anexo constam dos autos e estarão disponíveis em biblioteca.aneel.gov.br.
RENATO MARQUES BATISTA
Superintendente Adjunto
DESPACHO Nº 2.693, DE 21 DE SETEMBRO DE 2022
Processo nº 48500.001742/2021-81. Interessado: Dunamis Projetos de Energia Fotovoltaica
SPE Ltda.. Decisão:alterar as características técnicase o sistema detransmissão de
interesse restrito da UFV Dunamis IV. A íntegra deste Despacho e seus Anexos constam dos
autos e estarão disponíveis em biblioteca.aneel.gov.br.
.
RENATO MARQUES BATISTA
Superintendente Adjunto
DESPACHO Nº 2.698, DE 22 DE SETEMBRO DE 2022
Processo nº 48500.003437/2015-85.Interessado: OliveiraEnergiaGeração eServiços
Ltda. Decisão: alterar as características técnicas e registrar o sistema de transmissão de
interesse restrito da UTE Cucuí, cadastrada no CEG sob o nº UTE.PE.AM.037694-9.01,
outorgada pormeioda ResoluçãoAutorizativanº6.531,de25de julhode2017. A
íntegra deste Despacho e seus Anexos constam dos autos e estarão disponíveis em
biblioteca.aneel.gov.br.
RENATO MARQUES BATISTA
Superintendente Adjunto
DESPACHO Nº 2.699, DE 22 DE SETEMBRO DE 2022
Processo nº:48500.005520/2020-56.Interessado: ConstrunivelExecuções Ltda. Decisão:
não registrar a compatibilidade do SumárioExecutivo com os Estudosde Inventário
Hidrelétrico e com o uso do potencial hidráulico por meio da emissão de DRS-PCH da PCH
Nova Usina da Serra, com 6.000 kW de Potência Instalada, cadastrada sob o Código Único
de Empreendimentos de Geração – CEG – PCH.PH.MS.033915-6.01,localizada no rio
Santana, integrante da sub-bacia 60, na bacia hidrográfica do Rio Paraná, cuja casa de força
localiza-se nomunicípio deParanaíba,estadode MatoGrossodoSul. Aíntegra deste
Despacho consta dos autos e estará disponível em biblioteca.aneel.gov.br.
RENATO MARQUES BATISTA
Superintendente Adjunto
DESPACHO Nº 2.701, DE 22 DE SETEMBRO DE 2022
Processo nº: 48500.000001/1997-09. Interessado: Engie Brasil Energia S.A. Decisão:
homologar, para fins de Revisão Extraordinária de Garantia Física, os novos parâmetros das
unidades geradoras nº 5 e nº 6 da UHE Salto Osório,cadastrada sob o CEG
UHE.PH.PR.002659-0.01. A íntegra deste Despacho consta dos autos e estará disponível em
biblioteca.aneel.gov.br.
RENATO MARQUES BATISTA
Superintendente Adjunto
SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO ECONÔMICA E FINANCEIRA
DESPACHO Nº 2.700, DE 22 DE SETEMBRO DE 2022
Processo nº 48500.007212/2022-27. Interessadas: CPFL Geração de Energia S.A. – CNPJ n.º
03.953.509/0001-47. Decisão: anuir previamente a assunção do controle societário direto
da Campos Novos Energia – Enercan, CNPJ n° 03.356.967/0001-07,pela Interessada. A
íntegra deste Despacho consta dos autos e estará disponível em:
www.aneel.gov.br/biblioteca.
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
Superintendente
SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO
DESPACHO Nº 2.681, DE 21 DE SETEMBRO DE 2022
O SUPERINTENDENTE DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO DA AGÊNCIA
NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das atribuições delegadas por meio da
Portaria nº 4.163, de 30 de agosto de 2016, e tendo em vista o que consta no Processo nº
48500.000619/2015-02, decide: (i) conhecer e, no mérito, dar provimento à solicitação da
empresa Usina TermelétricaNorte FluminenseS.A., inscritano CNPJsob onº
03.258.983/0001-59, para revisão do Custo Variável Unitário – CVU da Usina Termelétrica
– UTE Norte Fluminense (CEG: UTE.GN.RJ.001544-0.01), nos valores a seguir descritos,
relativos aos meses de agosto e setembro de 2022; (ii) determinar ao Operador Nacional
do Sistema Elétrico – ONS a aplicação dos valores do CVU de agostode 2022 para os
patamares 1, 2 e 3 e do valor do CVU de setembro de 2022 para o patamar 4 a partir da
primeira revisão do Programa Mensal de Operação- PMO após apublicação deste
Despacho; e (iii) determinar à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE a
utilização dos valores de CVU constantes da tabela abaixo parafins de contabilização da
geração verificada na citada usina nos respectivos meses.
CVU [R$/MWh]
. Patamar da usina Agosto/2022 setembro/2022
. Norte Fluminense 1 98,28 –
. Norte Fluminense 2 114,52 –
. Norte Fluminense 3 217,53 –
. Norte Fluminense 4 – 819,62
ALESSANDRO D’AFONSECA CANTARINO
SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO ECONÔMICA E ESTUDOS DO
MERCADO
DESPACHO Nº 2.697, DE 21 DE SETEMBRO DE 2022
O SUPERINTENDENTE DEREGULAÇÃO ECONÔMICAEESTUDOS DOMERCADO
DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso da atribuição conferida pelo
inciso XI do art. 1º da Portaria 3.925, de 29 de março de 2016, considerando o que consta
do Processo nº 48500.000278/2010-52, decide: (i) determinar à Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica -CCEE, CNPJnº 03.034.433/0001-56, queatribua ovalor zeropara o
acrônimo ENFA_DT (montantes de Energia Não Gerada Involuntariamente): (i.a) referente
aos anos deapuração 2019e2020, paratodasas UsinasTermelétricas àBiomassa
contratadas no âmbito dos Leilões deEnergia de Reserva;e (i.b) referente aoano de
apuração 2021, para todas as centrais geradoras de energia elétrica contratadas no âmbito
dos Leilões de Energia de Reserva, independentemente da fonte.
JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ