SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA - aneel.gov.br · Fl. 3 da Nota Técnica nº...

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E

G E S T Ã O T A R I F Á R I A

Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL Brasília, 19 de junho de 2015

E S T A B E L E C I M E N T O D A S T A R I F A S D E U S O D O S I S T E M A D E T R A N S M I S S Ã O - T U S T

P A R A O C I C L O 2 0 1 5 - 2 0 1 6

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Gestão Tarifária SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar CEP: 70830-030 – Brasília – DF Tel: + 55 61 2192-8695 Fax: + 55 61 2192-8679

ÍNDICE

I – DO OBJETIVO ..................................................................................................................................................... 1 II – DOS FATOS ........................................................................................................................................................ 1 III – DA ANÁLISE ..................................................................................................................................................... 3 III.1 Composição da Rede Básica e da TUST – Resolução Normativa nº 67, de 2004 .............................................. 3 III.2 Procedimento de cálculo da TUST – Resolução Normativa nº 559, de 2013 ..................................................... 5 III.3 Impactos do cálculo da TUSDg – Resolução Normativa nº 349, de 2009 ......................................................... 7 III.4 Tarifas de Importação/Exportação e de Interligações internacionais .................................................................. 7 III.5 Tarifas para a contratação em caráter temporário – TUST TEMP ........................................................................ 10 III.6 Tarifa de Transporte de Itaipu ........................................................................................................................... 10 III.6 Encargos setoriais: Conta de Desenvolvimento Energético – CDE .................................................................. 11 III.8 Apuração de ultrapassagem de potência de usuários ........................................................................................ 12 III.9 Parcela Variável – Resolução Normativa nº 270, de 2007 ................................................................................ 12 III.10 Passivos de Encargo de Uso do Sistema de Transmissão ............................................................................... 12 III.10.1 Vale Vargem Grande .................................................................................................................................... 12 III.10.2 UTE ERB Candeias ...................................................................................................................................... 13 III.11 Cálculo da Receita Anual Permitida do ciclo 2015-2016 ................................................................................ 13 III.11.1 Da RAP a ser arrecadada por TUST-RB ...................................................................................................... 14 III.11.2 Da RAP a ser arrecadada por TUST-FR ...................................................................................................... 21 III.12 Cálculo da RAP prospectiva para o segmento geração ................................................................................... 23 III.13 Base de dados .................................................................................................................................................. 27 III.13.1 Análise de contribuições da Audiência Pública nº 023/2015 ....................................................................... 27 III.13.2 Tratamento das instalações de corrente contínua ......................................................................................... 29 III.13.3 Tratamento dos custos de reposição das instalações .................................................................................... 29 III.13.4 Representação das cargas que acessam à Rede Básica ................................................................................. 30 III.13.5 Representação das centrais de geração que acessam à Rede Básica ........................................................... 32 III.14 Cálculo da TUST do ciclo 2015-2016 ............................................................................................................. 37 IV – DO FUNDAMENTO LEGAL .......................................................................................................................... 38 V – DA CONCLUSÃO ............................................................................................................................................. 38 VI – DA RECOMENDAÇÃO .................................................................................................................................. 40 ANEXO I - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS ÀS CENTRAIS DE

GERAÇÃO CONECTADAS À REDE BÁSICA ..................................................................................................... 41 ANEXO II - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS A CONSUMIDORES

LIVRES, CONSUMIDORES POTENCIALMENTE LIVRES E AUTOPRODUTORES, COM UNIDADES

CONSUMIDORAS CONECTADAS À REDE BÁSICA ........................................................................................ 63 ANEXO II-A – TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO - TUST ENCARGOS - CDE

APLICÁVEIS A CONSUMIDORES LIVRES, CONSUMIDORES POTENCIALMENTE LIVRES E

AUTOPRODUTORES, COM UNIDADES CONSUMIDORAS CONECTADAS À REDE BÁSICA .................. 69 ANEXO III - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS AOS AGENTES DE

IMPORTAÇÃO E DE EXPORTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (TUST imp/exp) .......................................... 69 ANEXO III-A – TARIFAS DE USO DAS INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS (TUII) ................................ 69 ANEXO IV – TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS ÀS CENTRAIS DE

GERAÇÃO COM CONTRATAÇÃO EM CARÁTER TEMPORÁRIO (TUSTTEMP) ............................................. 70 ANEXO V - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS ÀS CONCESSIONÁRIAS

DE DISTRIBUIÇÃO. ............................................................................................................................................... 71 ANEXO VI - ENCARGOS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO A SEREM PAGOS PELAS

DISTRIBUIDORAS DE ACORDO COM REN 349/2009 (TUSDg-T E TUSDg-ONS) ......................................... 94 ANEXO VII – RELAÇÃO RAP x INVESTIMENTO ............................................................................................. 95 ANEXO VIII - ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 23/2015 .......... 96

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL

Em 19 de junho de 2015.

Processo: 48500.000314/2015-92. Assunto: Estabelecimento do valor das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST, da Tarifa de Transporte de Itaipu, da TUST-CDE, dos encargos das distribuidoras associados à TUSDg e aprovação da base de dados de cálculo da TUST para o ciclo tarifário 2015-2016.

I – DO OBJETIVO 1. Esta Nota Técnica tem por objetivo propor, para vigorarem entre 1º de julho de 2015 e 30 de junho de 2016:

a) os valores das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST;

b) os valores das Tarifas de Transporte de Itaipu; c) os valores das TUST encargos referentes à Conta de Desenvolvimento Energético –

CDE; d) os valores das TUSTIMP/EXP importação/exportação e das Tarifas de Uso das

Interligações Internacionais – TUII; e) os valores das TUSTTEMP para contratação em caráter temporário;

f) os valores dos encargos anuais de uso do sistema de transmissão que deverão ser

mensalmente aplicados às distribuidoras que possuam em sua área de concessão centrais geradoras conectadas em nível de tensão de 138 e 88 kV, de acordo com os arts. 7º e 8º da Resolução Normativa nº 349, de 13 de janeiro de 2009; e

g) a base de dados de cálculo da TUST. II – DOS FATOS 2. A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, dispõe sobre a competência da ANEEL para calcular a TUST:

Fl. 2 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.


“Art. 9º A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, passa a vigorar com as seguintes alterações:

"Art. 3º Além das atribuições previstas nos incisos II, III, V, VI, VII, X, XI e XII do art. 29 e no art. 30 da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, de outras incumbências expressamente previstas em lei e observado o disposto no § 1º, compete à ANEEL: (...) XVIII - definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, sendo que as de transmissão devem ser baseadas nas seguintes diretrizes: a) assegurar arrecadação de recursos suficientes para cobertura dos custos dos sistemas de transmissão; e b) utilizar sinal locacional visando a assegurar maiores encargos para os agentes que mais onerem o sistema de transmissão;”

3. A Resolução nº 281, de 1º de outubro de 1999, estabelece as condições gerais para a contratação do acesso e do uso do sistema de transmissão.

4. A Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004, estabelece os critérios para a composição da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional e para cálculo das TUST.

5. A Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007, altera a sistemática de cálculo da TUST para os novos empreendimentos de geração participantes de leilões de energia nova.

6. A Resolução Normativa nº 349, de 15 de janeiro de 2009, estabelece os critérios para o cálculo locacional das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSDg aplicáveis às centrais geradoras conectadas no nível de tensão de 138 kV ou 88 kV.

7. A Resolução Normativa nº 399, de 13 de abril de 2010, regulamenta as novas condições de contratação do uso do sistema de transmissão em caráter permanente, flexível e temporário, as formas de cálculo dos encargos e dá outras providências.

8. A Resolução Normativa nº 442, de 26 de julho de 2011, regulamenta as disposições relativas às instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais de que tratam os §§ 6º e 7º do art. 17 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, incluídos pela Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009, e o art. 21 do Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010, estabelecendo o adicional de tarifas de uso específico.

9. A Resolução Normativa nº 559, de 27 de junho de 2013, estabelece o procedimento de cálculo das TUST e revoga o art. 16 e o anexo da Resolução nº 281, de 1999; o art. 9º da Resolução Normativa nº 399, de 2010; o § 2º do art. 18 e o § 3º do art. 22-A da Resolução Normativa nº 349, de 2009; a Resolução Normativa nº 117, de 2004; a Resolução Normativa nº 267, de 2007 e a Resolução Normativa nº 523, de 2012.

10. A Resolução Homologatória nº 1.833, de 2 de dezembro de 2014, estabelece os valores de TUST-PROINFA para o ano de 2015.



11. A Resolução Homologatória nº 1.857, de 27 de fevereiro de 2015, estabelece o montante da quota anual da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE para o ano de 2015 para as concessionárias de transmissão, com base no disposto no art. 45 da Resolução Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de 2011.

12. A Audiência Pública nº 023/2015, de 24 de abril de 2015, foi instaurada para obter subsídios relativos à base de dados preliminar para o cálculo das TUST e das TUSDg do ciclo tarifário 2015-2016.

13. Em 02 de junho de 2015, o Operador Nacional do Sistema - ONS encaminhou os fax n. 0013 a 0019/240/2015 solicitando as TUST-RB na modalidade consumo para o ciclo 2014-2015 aplicáveis às centrais geradoras EOL Ventos de Santa Joana IX, X, XI, XII, XIII, XIV e XV, uma vez que não constam na REH nº 1.758/2014, que aprovou as TUST do referido ciclo.

14. Em resposta ao Memorando nº 175/2015-SGT/ANEEL, de 18 de maio de 2015, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF informou, por meio do Memorando nº 388/2015-SFF/ANEEL, de 05 de junho de 2015, o valor do orçamento do ONS para o período entre 01/07/2015 a 30/06/2016, a ser arrecadado com recursos provenientes da TUST no valor de R$ 597.302.000,00.

15. Em resposta ao Ofício nº 21/2015-SGT/ANEEL, de 05 de março de 2015, o ONS encaminhou a carta ONS-0951/100/2014, de 5 de junho de 2015, informando que as solicitações para o processo de reajuste das RAP e de estabelecimento das TUST para o ciclo 2015-2016 foram encaminhadas por correspondência eletrônica para a Superintendência de Gestão Tarifária da ANEEL.

16. O ONS encaminhou por mensagem eletrônica os arquivos para o Programa Nodal para os ciclos 2015-2016, 2016-2017, 2017-2018 e 2018-2019.

17. O aplicativo Nodal foi aperfeiçoado para a versão 5.2, permitindo o cálculo das TUST e TUSDg nos termos da regulamentação vigente.

III – DA ANÁLISE III.1 Composição da Rede Básica e da TUST – Resolução Normativa nº 67, de 2004

18. A REN nº 67, de 2004, discorre em seus arts. 3º e 5º sobre a classificação das instalações que compõem a Rede Básica e as componentes da TUST, in verbis:

“Art. 3° Integram a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional – SIN as Instalações de Transmissão, definidas conforme inciso II do artigo anterior, que atendam aos seguintes critérios: I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação em tensão igual ou superior a 230 kV; e II – transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230 kV e tensões secundária e terciária inferiores a 230 kV, bem como as respectivas conexões e demais equipamentos ligados ao terciário, a partir de 1° de julho de 2004.



Art. 4° Não integram a Rede Básica e são classificadas como Demais Instalações de Transmissão, as Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes critérios: I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais geradoras, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres, em caráter exclusivo; II – instalações e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso exclusivo para importação e/ou exportação de energia elétrica e não definidos como instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais; e III – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em tensão inferior a 230 kV, localizados ou não em subestações integrantes da Rede Básica. Art. 5° A Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST será constituída por duas componentes, conforme a seguir: I – TUSTRB: aplicável a todos os usuários do SIN; e II – TUSTFR: aplicável apenas à concessionária ou permissionária de distribuição que utilize as instalações descritas no art. 3°, inciso II, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou que se conecte as instalações a que se refere o art. 4°, inciso III, em caráter compartilhado. § 1° A TUSTRB será calculada de acordo com a metodologia descrita no anexo da Resolução n° 281, de 1° de outubro de 1999, e levará em conta as parcelas da Receita Anual Permitida – RAP associadas às instalações citadas no art. 3°, inciso I, desta Resolução. § 2° A TUSTFR levará em conta as parcelas da RAP, associadas às instalações citadas no inciso II deste artigo, e será rateada pelos Montantes de Uso do Sistema de Transmissão – MUST contratados pela respectiva concessionária ou permissionária de distribuição nos horários de ponta e fora de ponta. ... § 6º O ONS fica autorizado a administrar a cobrança diretamente por meio de encargos de uso quando forem iguais a zero os MUSTs contratados por concessionárias ou permissionárias de distribuição que utilizem as instalações descritas no art. 3°, inciso II, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou que se conectem às instalações a que se refere o art. 4°, inciso III, em caráter compartilhado.”

19. Assim, a TUST-RB, aplicável a todos os usuários do sistema de transmissão, destina-se a remunerar as instalações pertencentes à Rede Básica, ou seja, aquelas dispostas no inciso I, art. 3° da Resolução Normativa n° 67, de 2004.



20. Já a TUST-FR é aplicável apenas às concessionárias ou permissionárias de distribuição, destinando-se a remunerar os transformadores de fronteira e as Demais Instalações de Transmissão – DIT compartilhadas, ou seja, as instalações referentes ao art. 3º, inciso II da REN nº 067, de 2004, e aquelas dispostas no art. 4º, inciso III, apenas em caráter compartilhado.

21. A exceção à regra são as unidades consumidoras ALCOA - Poços de Caldas e Rima Industrial S.A.. A ALCOA – Poços de Caldas teve seu acesso excepcionalmente caracterizado como direto à Rede Básica pela Resolução Autorizativa nº 501, de 4 de abril de 2006, apesar de sua conexão ser a uma DIT compartilhada em 138 kV na subestação de FURNAS em Poços de Caldas. Desta forma, este consumidor remunera os ativos de fronteira de Rede Básica daquela subestação, sendo calculada uma correspondente TUST-FR.

22. A Rima Industrial S.A. também teve seu acesso excepcionalmente caracterizado como direto à Rede Básica pelo Despacho ANEEL nº 4.909, de 20 de dezembro de 2011, apesar de sua conexão à DIT 138 kV da SE Montes Claros 2, de responsabilidade da CEMIG-GT. Da mesma forma, este consumidor remunera os ativos de fronteira de Rede Básica daquela subestação, sendo calculada uma correspondente TUST-FR.

III.2 Procedimento de cálculo da TUST – Resolução Normativa nº 559, de 2013

23. Em 27 de junho de 2013, a REN nº 559 estabeleceu o procedimento de cálculo da TUST. De acordo com o normativo, para o segmento geração, a TUST será calculada com base no horizonte do Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica – PDE vigente. Assim, serão utilizados os dados de planejamento de curto prazo oriundos do ONS e de longo prazo provenientes da EPE.

24. Para as novas centrais de geração participantes de leilões de energia nova e que se sagrarem vencedoras, as tarifas calculadas terão validade durante a vigência da sua outorga, sendo a tarifa inicial homologada junto ao Edital do Leilão. Para as demais centrais de geração a TUST será estabelecida por um período de 10 ciclos tarifários, a partir do ciclo correspondente ao início do faturamento do seu Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST.

25. Para aquelas que já possuem TUST definida com base na REN nº 267, de 2007, após o término da sequência tarifária publicada antes do leilão de energia nova, será calculada nova TUST para o período de 10 ciclos tarifários.

26. Também foi estabelecida regra de transição para os geradores existentes pelo período de 2 ciclos tarifários, após o término da validade da TUST.

27. As diferenças de encargos anuais apuradas a cada ciclo tarifário, para mais ou para menos, entre as TUST estabelecidas para as centrais de geração e aquelas efetivamente obtidas para o mesmo ciclo mediante cálculo anual, serão contabilizadas e atribuídas ao segmento consumo, com a finalidade de dirimir as incertezas associadas a parcela de custo do sistema de transmissão inclusa no preço da energia elétrica ofertada pelo segmento geração.

28. Para o segmento consumo, a TUST é estabelecida a cada ciclo tarifário, nos horários de ponta e fora de ponta, com o montante a ser arrecadado rateado de forma proporcional ao total de MUST contratado em cada horário, conforme art. 10 da REN nº 559, de 2013.



29. As TUST e passivos financeiros considerados a cada ciclo tarifário são atualizados pelo Índice de Atualização da Transmissão – IAT, calculado pela composição dos índices de reajustes dos contratos de transmissão associados às instalações da Rede Básica em operação a cada ciclo tarifário, ponderados pelas receitas associadas a cada contrato.

30. Assim, considerando que os índices de reajuste dos contratos de transmissão atualmente são o IPCA1 e o IGP-M2, obtém-se o IAT conforme equação (1):

IATi = (IGP-Mj x CIGP-M i) + (IPCAj x CIPCA i) (1)

Onde:

IATi: Índice de Atualização da Transmissão no ciclo tarifário i;

IGP-Mj: IGP-M acumulado no ciclo tarifário j;

IPCAj: IPCA acumulado no ciclo tarifário j;

CIGP-Mj: Proporção da RAP das instalações de Rede Básica em operação com contratos de concessão reajustados por IGP-M no início do ciclo tarifário i;

CIPCA j: Proporção da RAP das instalações de Rede Básica em operação com contratos de concessão reajustados por IPCA no início do ciclo tarifário i;

i: ciclo tarifário atual; e

j: ciclo tarifário anterior, que considera os índices de maio do ciclo (i-1) a maio do ciclo (i).

31. Para o ciclo 2015-2016 o IAT é 6,706%, composto pelo IGP-M e IPCA de acordo com a Tabela 1:

Tabela 1: Composição do Índice de Atualização da transmissão – IAT para o ciclo 2015-2016

Índices Índice acumulado

Proporção de RAP de Rede Básica em

operação

(jun/14 a jun/15) 2015-2016

IGP-M 4,110% 40,49%

IPCA 8,473% 59,51%

IAT 6,706%

1 IPCA – Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo

2 IGP-M – Índice Geral de Preços do Mercado



III.3 Impactos do cálculo da TUSDg – Resolução Normativa nº 349, de 2009

32. A REN nº 349, de 2009, afeta o critério de rateio de custos entre os segmentos consumo e geração vigente para a Rede Básica ao estabelecer:

CAPÍTULO X

DO CÁLCULO DA TUST Art. 20. O cálculo da TUST das centrais geradoras deverá considerar:

I - a partir do ciclo tarifário 2009/2010, a receita recuperada pela TUSDg-ONS; II - a partir do ciclo tarifário 2013/2014, a receita recuperada pela TUSDg-T.

33. Conforme artigo 20 da REN nº 349/2009, o cálculo da TUST das centrais geradoras deverá considerar a partir do ciclo tarifário 2013-2014, a receita recuperada pela TUSDg-T (parcela relativa ao fluxo de exportação para a rede básica) a ser arrecadada das centrais de geração em âmbito de distribuição para pagamento de custos da Rede Básica. Para o ciclo 2015-2016, este valor está estimado em R$ 37.849.693,84, a preços de junho de 2015.

34. O referido artigo dispõe ainda que o cálculo da TUST das centrais geradoras deverá considerar a partir do ciclo tarifário 2009-2010 os recursos provenientes da TUSDg-ONS (parcela relativa ao custeio do ONS). Para o ciclo 2015-2016, este valor está estimado em R$ 49.545.565,26, a preços de junho de 2015.

III.4 Tarifas de Importação/Exportação e de Interligações internacionais

35. A Lei nº 12.111, de 2009, dispôs, entre outros temas, sobre as instalações de transmissão destinadas às interligações internacionais, alterando o art. 17 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995. Alterou também os incisos XVIII e XX do art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, atribuindo à ANEEL a competência de “definir adicional de tarifas de uso específico das instalações de interligações internacionais para exportação e importação de energia elétrica, visando à modicidade tarifária dos usuários do sistema de transmissão ou distribuição.”

36. As instalações de Garabi 1 e 2, autorizadas à CIEN3, respectivamente por meio das Resoluções ANEEL nº 129 e 130, ambas de 1998, foram equiparadas, para fins de efeitos técnicos e comerciais, aos concessionários de serviços público de transmissão de energia elétrica conforme Portarias MME nº 210 e 211 de 2011.

3 Companhia de Interconexão Energética



37. No mesmo sentido, a Portaria MME nº 624, de 25 de novembro de 2014 equipara as Instalações de Transmissão Necessárias aos Intercâmbios Internacionais de Energia Elétrica autorizadas por meio das Portarias DNAEE nº 179, de 19 de setembro de 1983, nº 324, de 5 de abril de 1994, sob responsabilidade da Eletrosul Centrais Elétricas S.A. (Estação Conversora Uruguaiana 230 kV e LT Paso de Los Libres – Uruguaiana 132 kV)

38. De acordo com o art. 17 da REN nº 399, de 2010, o Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST de importação/exportação considerará no mesmo contrato os montantes de uso de importação e de exportação, determinados pela máxima potência elétrica injetável e pela máxima potência elétrica a ser demandada na Rede Básica, respectivamente, no período do contrato.

39. Caso o importador/exportador seja usuário das Interligações Internacionais de que trata o art. 1º da REN n° 442, de 2011, o CUST deverá ser celebrado considerando o ponto de conexão entre essas instalações e a Rede Básica.

40. O § 6º do art. 5º da REN nº 442, de 2011, autorizou o ONS a calcular o valor do Adicional de Tarifa de Uso Específico – ADTUE, a partir da receita estabelecida pela ANEEL para o ciclo tarifário 2014-2015. O ONS informou por meio de correspondência eletrônica no dia 11/06/2015 que não foram apurados valores referentes ao ADTUE no ciclo 2014-2015, a serem revertidos em modicidade tarifária para os usuários do sistema de transmissão para o ciclo 2015-2016.

41. Em 23 de junho de 2015, na 22º Reunião Publica da Diretoria da ANEEL, os artigos 5º e 6º da REN nº 442, de 2011, foram revogados, dispondo na Resolução Normativa resultante da AP nº 30/2015, nova forma de cálculo do adicional de tarifa de uso específico, de que tratam os incisos XVIII e XX do art. 3º da Lei nº 9.427, de 1996, ora denominado de Tarifa de Uso das Interligações Internacionais – TUII e das TUST importação/exportação, conforme transcrito a seguir:

“Art. 17 O CUST de importação/exportação considerará no mesmo contrato os montantes de uso de importação e de exportação, determinados pela máxima potência elétrica injetável e pela máxima potência elétrica a ser demandada na Rede Básica, respectivamente, no período do contrato.

(..)

§ 2º A TUST aplicável à condição de contratação de que trata o caput fica estabelecida da seguinte forma:

𝑇𝑈𝑆𝑇𝐼𝑀𝑃/𝐸𝑋𝑃 [𝑅$

𝑀𝑊. ℎ] = 𝑓.

12[𝑚ê𝑠]. 1000 [𝑘𝑊]

8760[ℎ]. 1[𝑀𝑊].(𝑇𝑈𝑆𝑇𝐺 + 𝑇𝑈𝑆𝑇𝐶−𝑃)

2[

𝑅$

𝑘𝑊. 𝑚ê𝑠]

onde:

TUSTIMP/EXP – TUST aplicável no ponto de conexão à Rede Básica contratado para importação ou exportação de energia elétrica, em R$/MW.h;

TUSTG – TUST aplicável ao segmento geração no ponto de conexão à Rede Básica em que ocorrer a importação ou exportação, em R$/kW.mês;



TUSTC-P – TUST aplicável ao segmento consumo no horário de ponta no ponto de conexão à Rede Básica em que ocorrer a importação ou exportação, em R$/kW.mês; e

f – fator de conversão da modalidade de pagamento por disponibilidade para pagamento por uso, dado pela relação entre a soma das potências instaladas e a soma das garantias físicas dos geradores em operação comercial em 1° de junho de cada ano, em MW/(MW.h/h).

§ 3º Os encargos de uso para fins de importação/exportação serão apurados mensalmente e devidos a partir dos valores medidos de energia elétrica, da seguinte forma:

𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑈𝑠𝑜[𝑅$] = 𝑇𝑈𝑆𝑇𝐼𝑀𝑃/𝐸𝑋𝑃 [𝑅$

𝑀𝑊. ℎ] . 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎[𝑀𝑊. ℎ]

§ 4º Caso o importador/exportador seja usuário das Interligações Internacionais, de que trata o art. 1º da Resolução Normativa n° 442, de 26 de julho de 2011:

I - o CUST deverá ser celebrado considerando o ponto de conexão entre essas instalações e a Rede Básica;

II - os encargos de uso para fins de importação/exportação serão apurados mensalmente e devidos a partir dos valores medidos de energia elétrica, da seguinte forma:

𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑈𝑠𝑜[𝑅$] = (𝑇𝑈𝑆𝑇𝐼𝑀𝑃/𝐸𝑋𝑃 [𝑅$

𝑀𝑊. ℎ] + 𝑇𝑈𝐼𝐼 [

𝑅$

𝑀𝑊. ℎ]) . 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎[𝑀𝑊. ℎ]

onde:

TUII – Tarifa de Uso das Interligações Internacionais, de que trata o art. 1º da Resolução Normativa n° 442, de 2011, dada por:

𝑇𝑈𝐼𝐼 [𝑅$

𝑀𝑊. ℎ] = 𝑓.

𝑅𝐼[𝑅$]

𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒[𝑀𝑊] ∗ 8760[ℎ]

RI – somatório de Receitas Anuais Permitidas das Interligações Internacionais, de que trata o art. 1º da Resolução Normativa n° 442, de 2011, disponibilizadas ao importador/exportador, em R$;

Capacidade – capacidade das Interligações Internacionais, de que trata o art. 1º da Resolução Normativa n° 442, de 2011, conforme estabelecido no CPST, disponibilizadas ao importador/exportador, em MW;”.

42. Estas tarifas foram estabelecidas para o ciclo tarifário 2015-2016 conforme Anexos III e III-A, de modo que os encargos de uso oriundos de sua aplicação serão considerados no cálculo das TUST com fins de modicidade tarifária para os usuários do sistema de transmissão no ciclo tarifário seguinte, conforme preconizado no inciso XX do art. 3º da Lei nº 9.427, de 1996.



III.5 Tarifas para a contratação em caráter temporário – TUST TEMP

43. A contratação do uso do sistema de transmissão em caráter temporário é caracterizada pelo uso de capacidade remanescente do sistema de transmissão por tempo determinado, para escoamento da energia elétrica produzida por central geradora, após declaração do ONS da importância sistêmica da sua permanência no SIN, e enquanto inexistirem contratos de venda de energia elétrica em execução junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

44. A TUST associada à contratação em caráter temporário é calculada de acordo com o inciso V do art. 14 da Resolução Normativa resultante da AP nº 030/2015, transcrito a seguir, e está disposta no Anexo IV:

“V – a TUST aplicável à contratação em caráter temporário, TUSTTEMP, em R$/MW.h, será calculada da seguinte forma:

𝑇𝑈𝑆𝑇𝑇𝐸𝑀𝑃 [𝑅$

𝑀𝑊. ℎ] = 𝑓.

12[𝑚ê𝑠]. 1000 [𝑘𝑊]

8760[ℎ]. 1[𝑀𝑊]. 𝑇𝑈𝑆𝑇𝐺𝐸𝑅 [

𝑅$

𝑘𝑊. 𝑚ê𝑠]

onde:

TUSTTEMP – TUST aplicável no ponto de conexão à Rede Básica contratado em caráter temporário, em R$/MW.h;

TUSTGER – TUST do ciclo tarifário vigente estabelecida para a central de geração, em R$/kW.mês; e

f – fator de conversão da modalidade de pagamento por disponibilidade para pagamento por uso, dado pela relação entre a soma das potências instaladas e a soma das garantias físicas dos geradores em operação comercial em 1° de junho de cada ano, em MW/(MW.h/h).”.

III.6 Tarifa de Transporte de Itaipu

45. A Tarifa de Transporte de Itaipu, relativa às DIT de uso exclusivo (instalações dedicadas àquela central geradora e não integrantes da Rede Básica), é calculada a partir do Encargo de Conexão devido a FURNAS para o ciclo 2015-2016 e das Parcelas de Ajuste – PA referentes à previsão da Demanda Anual de potência do ciclo 2014-2015 e às variações de RAP oriundas de revisão ou outros ajustes, como por exemplo, parcela associada à incorporação do Custo Anual de Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI, conforme Tabela 2.



Tabela 2: Parâmetros de cálculo da Tarifa de Transporte de Itaipu

Parâmetros de cálculo Ciclo 2014-2015 Ciclo 2015-2016 Variação

Encargo de Conexão (R$) 216.993.573,97 246.013.853,20 13,4%

PA RAP (R$) - 26.586.343,51 N/A

PA DEMANDA ANUAL (R$) 2.635.625,18 1.344.446,90 -49,0%

Encargo a ser arrecadado (R$) 219.629.199,15 273.944.643,61 24,7%

Tarifa de Transporte Itaipu (R$/MW) 1.652,59 2.085,77 26,2%

46. De acordo com a Resolução Homologatória nº 1.829, de 25 de novembro de 2014, obtém-se os valores de potência contratada pelas distribuidoras que detém cota-parte da UHE Itaipu, previstos para o ano civil de 20154, no valor de 131.340 MW.ano. Para utilização no ciclo tarifário 2015-2016, adotamos esta mesma quantia como previsão para a Demanda Anual, uma vez que a PADEMANDA ANUAL recupera no ciclo seguinte as variações de potência decorrentes do descasamento entre ano civil e ciclo tarifário. De porte desses parâmetros, procede-se o cálculo da Tarifa de Transporte de Itaipu conforme equação (2):

)/$(77,085.2ItaipudeTransporte

131340

61,643.944.273ItaipudeTransporte

Ajuste de ParcelaConexãodeEncargoItaipudeTransporte 2016-201520162015

MWR

anualDemanda

(2)

47. O encargo resultante da aplicação da Tarifa de Transporte de Itaipu de R$ 2.085,77/MW à potência contratada mensal de cada distribuidora deverá ser pago diretamente à FURNAS pelos contratantes da energia da Itaipu Binacional.

48. A variação do Encargo de Conexão de 13,4% em relação ao valor do ciclo anterior deve-se à incidência do IPCA (8,473%) decorrente do processo de reajuste das receitas e a incorporação do CAIMI (4,92%) à RAP de FURNAS. No ciclo 2014-2015 não houve PA oriunda de variações de receita, o que não ocorreu no ciclo 2015-2016 em razão do advento do CAIMI. Além disso, houve redução da PADEMANDA ANUAL de cerca de 50%, resultando em aumento de 24,7% do Encargo a ser arrecadado e de 26,2% da Tarifa de Transporte de Itaipu.

III.6 Encargos setoriais: Conta de Desenvolvimento Energético – CDE

49. A partir de julho de 2004, os encargos de uso do sistema de transmissão de consumidores livres e de autoprodutores com unidades consumidoras com acesso à Rede Básica passou a considerar os encargos setoriais do segmento consumo, CCC, CDE e PROINFA em sua composição, em conformidade com o disposto no § 1º do art. 1º do Decreto nº 4.562, de 2002, no art. 3º da Lei nº 10.604, de 2002, e no art. 13 da Lei nº 10.848, de 2004. A Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013, nos arts. 23 e 24, extinguiu a cobrança do encargo setorial CCC, e consequentemente da TUST-CCC.

4 O Anexo II da REH 1829/2014 estabelece os valores de potência contratada para os meses de 2015.



50. A TUST-PROINFA é definida em processo específico, para o ano civil. Para 2015 o valor foi estabelecido na REH Nº 1.833, de 2014.

51. Os valores das tarifas referentes à CDE para o período de 1º de julho de 2015 a 30 de junho de 2016 correspondem aos custos unitários definidos no art. 1º da Resolução Homologatória nº 1.857, de 2015, aos quais devem ser acrescidos os custos dos tributos Programa de Integração Social – PIS e Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS, conforme regime de tributação de cada transmissora.

52. O Anexo II-A apresenta os valores dessa tarifa, sendo que a forma de apuração e contabilização dos encargos referentes à CDE deverá observar o estabelecido na Resolução Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de 2011.

III.8 Apuração de ultrapassagem de potência de usuários

53. Para o período de junho de 2014 a maio de 2015 foi apurado a título de ultrapassagem de potência (injetada ou demandada), de acordo com a REN nº 399, de 2010, o montante de R$ 59.404.926,72, sendo R$ 52.995.381,28 na Rede Básica e R$ 6.409.545,43 na Rede Básica de Fronteira. Tais valores estão considerados no total de Parcela de Ajuste, revertidos para a modicidade tarifária no ciclo 2015-2016.

III.9 Parcela Variável – Resolução Normativa nº 270, de 2007

54. A Parcela Variável – PV, conforme dispõe a Resolução Normativa nº 270, de 2007, é o desconto na RAP das transmissoras em função da indisponibilidade ou restrição operativa das instalações integrantes da Rede Básica sob sua responsabilidade. Durante o período de junho de 2014 a maio de 2015 foi descontado da receita das transmissoras o valor de R$ 138.505.435,34, considerado nos valores apurados da parcela de ajuste. Deste valor, conforme o disposto na Resolução Normativa nº 270, de 2007, obtém-se o valor de Adicional à RAP a ser repassado às concessionárias de transmissão com melhores desempenhos, que corresponde a R$ 24.979,98 que será acrescentado à receita do ciclo 2015-2016.

III.10 Passivos de Encargo de Uso do Sistema de Transmissão

III.10.1 Vale Vargem Grande 55. A Companhia Vale do Rio Doce S.A. – VALE solicitou à ANEEL suspensão de suas obrigações associadas ao Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - CUST nº 100/2013 firmado em 30 de dezembro de 2013, em decorrência de decisão judicial (Agravo de Instrumento nº 0019898-43.2014.4.01.0000/DF) que suspendeu, em 22 de maio de 2014, os efeitos da Resolução Autorizativa nº 4.314, de 3 de setembro de 2013, sem prejuízo à disponibilidade do sistema de transmissão, a ela assegurada pelo próprio CUST.

56. A Diretoria da ANEEL, por meio do Despacho nº 1.259, de 2015 decidiu:

“(i) suspender os efeitos do CUST nº 100/2013 e do CCT nº 020/2014, não havendo obrigação de pagamento e consequentemente direito de reserva do sistema para o Projeto Vargem Grande da VALE; (ii) converter os EUST associados ao CUST nº 100/2013 pagos pela VALE, de agosto de 2014 a março de 2015 em crédito em favor da VALE, no valor R$



8.320.416,00 (oito milhões, trezentos e vinte mil, quatrocentos e dezesseis reais), a preços de junho de 2014; e (iii) caso os efeitos da Resolução Autorizativa nº 4.314, de 3 de setembro de 2013 deixem de estar suspensos, condicionar a execução do CUST nº 100/2013 e do CCT nº 020/2014 à revalidação do Parecer de Acesso nº RE 2.1/014/2010 pelo ONS.”

57. Dessa forma, o consumidor não será modelado na base e não será feita provisão de crédito à Vale do Rio Doce S.A. para o ciclo 2015-2016. Quando da revalidação do Parecer de Acesso nº RE 2.1/014/2010 e posterior execução do CUST nº 100/2013 e do CCT nº 020/2014, será estabelecida TUST para a unidade consumidora. Essa medida visa não onerar desnecessariamente a receita a ser paga pelos usuários da Rede Básica. Considerando o IAT do ciclo 2015-2016, o valor do crédito em favor da Vale é de R$ 8.878.410,69 (Oito milhões, oitocentos e setenta e oito mil, quatrocentos e dez reais e sessenta e nove centavos), a preços de junho de 2015.

III.10.2 UTE ERB Candeias

58. A Resolução Autorizativa nº 3.726, de 23 de outubro de 2012, autoriza a empresa ERB Aratinga S.A. a implantar e explorar a Usina Termelétrica – UTE ERB Candeias, sob o regime de Produção Independente de Energia Elétrica – PIE, localizada no município de Candeias, no estado da Bahia.

59. A UTE ERB Candeias sagrou-se vencedora do Leilão de Energia Nova nº 010/2013-ANEEL e recebeu TUST, por meio da REH nº 1.651, de 2013, no valor de 3,448 R$/kW.mês a preços de junho de 2013. Tal tarifa, conforme REN nº 559, de 2013 possui vigência a partir da publicação da Resolução em 12 de novembro de 2013 até o fim da outorga da usina.

60. O ONS após firmar o CUST nº 088/2013 com a UTE ERB Candeias, com MUST de 12,29 MW e início de pagamento em novembro de 2013, solicitou a TUST da referida usina à ANEEL, visto que não havia sido publicada para o ciclo 2014-2015 pela REH nº 1.555, de 2013. Desta forma, por meio da REH nº 1.684, de 2014, foi calculada e publicada nova TUST para a usina com valor de 3,556 R$/kW.mês, a preços de junho de 2013. Todavia, esta usina já possuía TUST estabelecida pela REH nº 1.651, de 2013.

61. A correção se faz por meio da atualização da TUST homologada pela REH 1.651, de 2013, a preços de junho de 2015, conforme Anexo I, revogação da REH nº 1.684, de 2014, e cálculo de passivo financeiro a ser creditado ao empreendedor, conforme Tabela 3.

Tabela 3: Cálculo do Passivo da UTE ERB Candeias

Período Diferença Encargo (R$) IAT Atualização a Junho/2015 (R$)

Junho/13 a Junho/15 10.618,56 1,141247169 12.118,40

Junho/14 a Junho/15 15.927,84 1,067063317 16.996,01

Total (R$) 29.114,42

III.11 Cálculo da Receita Anual Permitida do ciclo 2015-2016

62. A Receita Anual Permitida – RAP, para o período de 1º julho de 2015 a 30 de junho de 2016, encontra-se detalhada no Processo nº 48500.000313/2015-48. São consideradas as instalações de transmissão autorizadas pela ANEEL, bem como as obras resultantes de processos licitatórios previstos para entrar em operação até 30 de junho de 2016.



63. O déficit ou superávit de arrecadação do período anterior é compensado neste período pela Parcela de Ajuste – PA arrecadada tanto por meio de TUST-RB (Rede Básica) como pela TUST-FR (Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações de Transmissão Compartilhadas por Distribuidoras).

64. Ressalta-se que para o cálculo das tarifas foram consideradas informações constantes no Sistema de Gestão da Transmissão – SIGET em 16 de junho de 2015.

65. A arrecadação dos recursos para pagamento às concessionárias de transmissão no ciclo 2015-2016 será realizada pelos usuários da Rede Básica: centrais de geração, concessionárias ou permissionárias de distribuição, autoprodutores, unidades consumidoras e importadores/exportadores de energia elétrica que acessam o sistema de transmissão.

III.11.1 Da RAP a ser arrecadada por TUST-RB

66. Para o cálculo da TUST-RB é necessário estabelecer o valor da receita de Rede Básica para o ciclo 2015-2016. Este valor servirá de base para o cálculo da TUST do segmento consumo no ciclo 2015-2016 e como parâmetro inicial para prospecção das RAP do segmento geração.

67. A Tabela 4 e Tabela 5 apresentam os valores e cálculos efetuados para a obtenção da receita de Rede Básica para o ciclo 2015-2016.

Tabela 4: Parâmetros de arrecadação das Receitas Anuais Permitidas (RAP) associados aos contratos de concessão de transmissão do ciclo 2015-2016

Rede Básica Ciclo 2014-2015

(R$) Ciclo 2015-2016

(R$) Variação

%

I - Parcela da RAP referente às instalações de transmissão Licitadas - RBL

5.962.747.771,75 7.020.222.539,92 17,7%

II - Parcela da RAP referente às instalações de transmissão existentes, integrantes da Rede Básica, conforme as Resoluções nº 166 e nº 167, de 2000 - RBSE

2.126.518.402,96 2.406.749.076,83 13,2%

III - Parcela da RAP correspondente às novas instalações autorizadas, integrantes da Rede básica e com receitas estabelecidas por resolução específica após a publicação da Resolução ANEEL nº 167, de 2000 - RBNI

210.708.096,29 361.773.112,58 71,7%

IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias nas instalações de transmissão, conforme REN nº 443, de 2011- RMEL

N/A 8.778.576,03 N/A

V - Interligações Internacionais 320.963.016,58 310.749.641,47 -3,2%

VI - Previsão de receita para novas instalações de transmissão em implantação até 30/06/2016

922.297.518,13 620.138.675,36 -32,8%

VII - Adicional REN 270/07 - Valor adicionado à RAP estabelecido pela ANEEL como incentivo à melhoria da disponibilidade das instalações de transmissão, tendo como referência a receita da Parcela Variável por Indisponibilidade.

5.161,57 24.979,98 384,0%



Rede Básica Ciclo 2014-2015

(R$) Ciclo 2015-2016

(R$) Variação

%

VIII - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. 169.099.586,87 -10.633.729,16 -106,3%

IX - PA Apuração 74.817.826,72 -732.903.541,44 -

1079,6%

X - PA PIS/COFINS -965,99 -1.075,02 -11,3%

XI - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 1.064.631,02 22.404.845,47 2004,5%

XII - Previsão de receita a ser utilizada no estabelecimento das tarifas nodais de uso do sistema de transmissão - TUST-RB

9.788.221.045,90 10.007.303.102,02 2,2%

68. A parcela referente ao adicional da REN nº 270, de 2007 (item VII), é o valor estabelecido pela ANEEL acrescido à RAP estabelecido pela ANEEL como incentivo à melhoria da disponibilidade das instalações de transmissão, tendo como referência a receita da Parcela Variável Por Indisponibilidade.

69. A variação de -106,3 % da parcela “Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores” (item VIII) é causada pelo ajuste no ciclo anterior em função do impacto nas transmissoras devido à obrigatoriedade do repasse de encargos setoriais (CCC, CDE e Proinfa) à Eletrobrás.

70. A PA Apuração (item IX) compensa déficits ou superávits de arrecadação que ocorrem no âmbito da apuração realizada pelo ONS. Para o ciclo 2015-2016, observa-se que houve superávit de arrecadação referente ao ciclo 2014-2015, ou seja, as transmissoras receberam acima do valor de RAP previsto, devendo este valor ser abatido no ciclo seguinte das receitas provisionadas.

71. A variação de 1.079,6 % é explicada majoritariamente pela não realização de obras de transmissão previstas (aprox. 380 milhões), bem como excesso de arrecadação do segmento geração (aprox. 160 milhões) no ciclo 2014-2015. O primeiro fator leva a uma arrecadação a maior para as transmissoras em operação, dado que não são realizados pagamentos às transmissoras que atrasam as obras. No segundo fator, a arrecadação de recursos fica majorada uma vez que houve entrada de mais geração que o previsto. Outros fatores como a arrecadação de Parcela Variável (aprox. 100 milhões) e arrecadação adicional pela entrada de novos usuários no sistema ao longo do ciclo (aprox. 10 milhões) contribuem para aumentar este valor.

72. A parcela de ajuste referente à PA PIS/Cofins compensa as diferenças de receitas do período tarifário anterior referente à diferença entre as alíquotas regulatórias vigentes do PIS/Pasep e da Cofins e a utilizada no cálculo da receita nas resoluções autorizativas.

73. Observa-se assim, aumento do valor de receita a ser provisionada para a Rede Básica de 2,2% em relação ao ciclo 2014-2015.

74. Além da RAP das transmissoras previstas para o ciclo, a receita a ser arrecadada por meio de TUST considera também a parcela do orçamento do ONS arrecadada por meio de encargos de uso e eventuais passivos financeiros ocorridos por determinações da diretoria da ANEEL ao longo do ciclo.



75. A SFF informou5 que o orçamento total do ONS previsto para o ciclo 2015-2016 é de R$ 597.302.000,00.

76. A Tabela 5 detalha os recursos adicionais provisionados para o ciclo 2015-2016.

Tabela 5: Despesas e Recursos adicionais não classificados como Receitas Anuais Permitidas

Parâmetros Ciclo 2014-2015 (R$) Ciclo 2015-2016 (R$) Variação %

XII - Previsão de receita a ser utilizada no estabelecimento das tarifas nodais de uso do sistema de transmissão - TUST-RB

9.788.221.045,90 10.007.303.102,02 2,2%

XIII - Estimativa do orçamento do ONS: 507.782.000,00 597.302.000,00 17,6%

XIV - Passivo Termonorte II -40.397.481,48 - -

XV - Passivo Celtins - Despacho nº 1.730/2013 -8.350.371,11 - -

XVI - Passivo UTE ERB Candeias - 29.114,42 -

XVII - Previsão de total de arrecadação no ciclo 2014-2015 a ser utilizada no estabelecimento das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUSTRB

10.247.255.193,31 10.604.634.216,44 3,5%

77. O valor previsto para arrecadação do ciclo 2015-2016, R$ 10.604.634.216,44, será utilizado como parâmetro inicial de cálculo da RAP prospectiva para os geradores.

78. Este valor deve ser dividido, entre os segmentos carga e geração, considerando como critério de partida o rateio em 50% para cada segmento. Contudo, o resultado final é influenciado pelo:

i. repasse para o segmento consumo das diferenças oriundas das tarifas estabilizadas das centrais de geração, de acordo com a REN nº 267, de 2007, e a REN nº 559, de 2013;

ii. repasse para o segmento consumo da correção de déficits de arrecadação de centrais geradoras que entram ao longo do ciclo (EUST Parcial);

iii. repasse para o segmento consumo a correção de déficits de arrecadação de centrais geradoras que motorizam ao longo do ciclo (MUST Parcial);

iv. repasse para o segmento consumo a correção de déficits de arrecadação de centrais geradoras que possuem desconto de fonte incentivada (TUST Parcial);

v. recuperação de parte da receita pelo encargo arrecadado pelas distribuidoras associado aos componentes tarifários TUSDg-T e TUSDg-ONS, nos termos da REN nº 349, de 2009.

79. A Tabela 6 mostra os valores das parcelas referentes à TUSDg-T e TUSDg-ONS (detalhamento no Anexo VI), utilizadas no cálculo das tarifas das centrais de geração.

5 Memorando 388/2015-SFF/ANEEL, de 05 de junho de 2015.



Tabela 6: Rateio dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão

PARÂMETROS Ciclo 2015-2016 (R$) Composição %

I - Receita inicial do Segmento Geração (50%) 5.302.317.108,22 50,0%

II - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg ONS -49.545.565,26 -0,5%

III - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg T -37.849.693,84 -0,4%

IV - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007 1.337.194.930,00 12,6%

V - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013 5.164.308,00 0,0%

VI - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013 1.015.837.844,00 9,6% VII - TUST Parcial - Parcela referente ao desconto estabelecido no art. 26 § 1º da Lei nº 9.427 -223.673.670,00 -2,1%

VIII - MUST Parcial - Parcela referente a diferença entre o MUST contratado e o MUST equivalente utilizado para fins de arrecadação -291.751.049,00 -2,8%

IX - EUST Parcial - Parcela referente à arrecadação de centrais de geração com entrada em operação ao longo do ciclo -12.341.362,00 -0,1%

X- TOTAL Segmento Geração: 7.045.352.850,12 67,26%

XI - Receita inicial Segmento Consumo (50%) 5.302.317.108,22 50,0%

XII - Diferença das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007 -1.337.194.930,00 -12,6%

XIII - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 4º da REN 559/2013 -5.164.308,00 0,0%

XIV - Diferença das Tarifas estabilizadas pelo art. 5º da REN 559/2013 -1.015.837.844,00 -9,6% XV - TUST Parcial - Parcela referente ao desconto estabelecido no art. 26 § 1º da Lei nº 9.427 223.673.670,00 2,1%

XVI - MUST Parcial - Parcela referente a diferença entre o MUST máximo contratado para o ciclo tarifário e o MUST equivalente utilizado para fins de arrecadação 291.751.049,00 2,8%

XVII - EUST Parcial- Parcela referente a arrecadação de centrais de geração com entrada em operação ao longo do ciclo 12.341.362,00 0,1%

XVIII - TOTAL Segmento Consumo: 3.471.886.107,22 32,74%

XIX - Previsão de Encargos Geração e Consumo TUST-RB: (X + XVIII) 10.517.238.957,34 99,2% XX - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg ONS 49.545.565,26 0,5%

XXI - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifária TUSDg T 37.849.693,84 0,4%

XXII - Previsão Total de Receitas : [XIX + XX+XXI] 10.604.634.216,44 100%

TUST Parcial

80. O art. 26 Lei nº 9.427, de 1996, dispõe em seu § 1º sobre o desconto aplicado às tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição das centrais de geração, que atendem aos critérios nela estabelecidos.

“Art. 26 § 1o Para o aproveitamento referido no inciso I do caput deste artigo, para os empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a 1.000 (mil) kW e para



aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e co-geração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 30.000 (trinta mil) kW, a ANEEL estipulará percentual de redução não inferior a 50% (cinquenta por cento) a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo na produção e no consumo da energia comercializada pelos aproveitamentos.”

81. Considerando os montantes crescentes de centrais de geração com direito ao referido desconto, torna-se importante prever na arrecadação da receita a parcela de recursos que o segmento consumo passa a arcar, ora denominado TUST Parcial, uma vez que não há previsão de fundo de custeio para esta finalidade, diferentemente do que ocorre com a TUSD, que houve previsão de custeio dos efeitos deste desconto por meio da CDE, conforme disposto no Decreto nº 7.891, de 2013:

“Art. 1º A Conta de Desenvolvimento Energético-CDE, além de suas demais finalidades, custeará os seguintes descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica, nos termos do inciso VII do caput do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002:

I - redução na tarifa de uso do sistema de distribuição incidente na produção e no consumo da energia comercializada por empreendimento enquadrado no §1º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;”

82. No caso das centrais geradoras é possível determinar o percentual de desconto observando o ato de outorga da central geradora ou Resolução Autorizativa específica. No caso, do consumo da energia comercializada que também se beneficia do desconto, a estimativa dos valores não é possível e portanto os montantes concedidos de desconto são considerados na parcela de ajuste do ciclo seguinte.

MUST Parcial

83. De acordo com o disposto no § 4º do art. 2º da REN nº 399, de 2010, a usina deve declarar montantes de uso conforme cronograma contido no respectivo ato de outorga.

“Art. 2º Os CUSTs firmados por centrais de geração, inclusive por produtores independentes ou autoprodutores, quando a potência instalada superar a carga própria, trarão separadamente, além dos montantes de uso contratados, os valores de potência instalada e carga própria, de acordo com o art. 14, §4º da Resolução nº 281/1999.

§ 4º As datas para contratação do uso que constarão dos novos CUSTs firmados por novos usuários de que trata o caput serão aquelas estabelecidas no ato de outorga vigente para assinatura do CUST, sendo que o contrato de uso deverá trazer identificado o ato de outorga originário.”.

84. Desta forma, as usinas que passam por período de motorização até atingir a potência outorgada, contratam MUST que reflitam este processo, ensejando na apuração de encargos de uso que variam ao longo do ciclo de forma crescente.

http://www.planalto.gov.br/CCIVIL_03/LEIS/2002/L10438.htm#art13vii

http://www.planalto.gov.br/CCIVIL_03/LEIS/2002/L10438.htm#art13vii

http://www.planalto.gov.br/CCIVIL_03/LEIS/L9427cons.htm#art26§1...

http://www.planalto.gov.br/CCIVIL_03/LEIS/L9427cons.htm#art26§1...



85. Ocorre que o cálculo tarifário comporta apenas um valor de MUST, dado pela máxima potência injetável a fim de refletir a máxima utilização da rede pelo usuário, conforme disposto no § 4º do art. 14 da Resolução nº 281, de 1999. Desta forma, no processo de cálculo, a arrecadação desta usina fica majorada por um montante que não será utilizado para apurar todos os encargos de uso do ciclo, gerando um déficit de arrecadação.

86. Portanto, faz-se necessário implementar mecanismo que ajuíze o pagamento mais preciso da usina, chamado de MUST Parcial. Neste cálculo adota-se o conceito do MUST equivalente, dado pela razão entre o somatório dos MUST escalonados no ciclo tarifário e os 12 meses do ciclo, que representa a parcela de contribuição da central de geração no rateio da receita a ser arrecadada no ciclo. A receita mensal associada à rubrica MUST Parcial é dada pela multiplicação do resultado da diferença entre o MUST máximo contratado no ciclo e o MUST equivalente pela respectiva TUST.

EUST Parcial

87. As centrais de geração devem contratar o uso do sistema de transmissão conforme as datas estabelecidas na outorga, nos termos do art. 2º, § 4º da REN nº 399/2010, de modo que o início de execução do MUST possa ocorrer em qualquer mês do ciclo tarifário.

88. Contudo, o cálculo tarifário considera as usinas com pagamentos constantes durante o ciclo, num total de 12 meses, ocasionando a majoração dos encargos de uso pelas novas centrais de geração. Desta forma, faz-se necessário implementar mecanismo que determine o real pagamento da usina, desde o início da contratação, denominado de EUST Parcial.

89. Com relação aos mecanismos supracitados, TUST Parcial, MUST Parcial e EUST Parcial, justifica-se suas implementações com a finalidade de evitar a majoração dos encargos de uso por parte do segmento geração, e consequente déficit de receita ao fim do ciclo, assegurando assim, a arrecadação de recursos suficientes para cobertura dos custos dos sistemas de transmissão, conforme preconizado na alínea a, inciso XVIII, do art. 3º da Lei nº 9.427, de 1996.

90. Cumpre destacar que caso esses recursos não sejam provisionados para pagamento no ciclo tarifário, eles serão pagos por meio de Parcela de Ajuste no próximo ciclo. Assim, o provisionamento permite identificar um montante de recurso que, de outra forma, seria considerado uma incerteza até a apuração pelo ONS da Parcela de Ajuste. Portanto, as parcelas MUST Parcial, EUST Parcial e TUST Parcial, não representam custos adicionais, mas sim uma diminuição da incerteza associada ao acréscimo de valores positivos a Parcela de Ajuste.

Evolução da alocação da receita

91. A Figura 1 apresenta o rateio da RAP a ser arrecadada por meio de TUST-RB entre os ciclos 2011-2012 e 2015-2016. Observa-se que nos ciclos de 2011-2012 e 2012-2013 o segmento consumo arcava com montantes superiores aos 50% da receita inicial de partida. A partir da prorrogação das concessões no final de 2012, este patamar foi para 30% até 2013-2014, subindo nos ciclos tarifários 2013-2014 e 2014-2015.

92. Para o ciclo 2015-2016, prevê-se uma redução deste patamar para 32%, motivado principalmente pelo valor da Parcela de Ajuste - PA e pela estabilização tarifária do segmento geração, que é indexada a inflação (IAT) e inerte a PA.



* Revisão extraordinária da TUST

Figura 1 – Rateio da RAP arrecadada via TUST-RB entre segmento consumo e geração

93. A Figura 2 apresenta o perfil do EUST, MUST total e TUST média do segmento consumo entre o ciclo 2012-2013 e 2015-2016, incluindo o efeito das prorrogações das concessões no fim de 2012, e adota-se como referência o ciclo 2012-2013.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2011-2012 2012-2013 2012-2013* 2013-2014 2014-2015 2015-2016

46,50% 47,26%

68,67% 69,66%57,24%

67,26%

53,50% 52,74%

31,33% 30,34%42,76%

32,74%

Rateio TUST-RB

Carga Geração



* Revisão extraordinária da TUST

Figura 2 – Variação do segmento consumo

III.11.2 Da RAP a ser arrecadada por TUST-FR

94. A TUST-FR é aplicada às distribuidoras e considera as parcelas da RAP associadas aos transformadores e conexões com tensão primária igual ou superior a 230 kV e as instalações classificadas como DIT de uso compartilhado, bem como a parcela de ajuste proveniente das diferenças entre a RAP e o valor recebido das distribuidoras no ciclo anterior. Este valor de RAP é rateado na proporção dos MUST contratados em cada ponto de conexão, pela respectiva distribuidora, nos horários de ponta e fora de ponta, conforme art. 10 da REN nº 559, de 2013.

95. Quando a contratação de MUST for igual a zero em pontos de conexão de fronteira pelas distribuidoras, deverá ser cobrado diretamente encargo de uso, conforme art. 29 da REN nº 399, de 2010.

96. As parcelas de ajuste de fronteira referentes à “PA - Apuração" e "PA - Outros Ajustes" são consideradas juntamente com a RAP para o cálculo da TUST-FR.

97. A Tabela 7 apresenta os valores para cálculo da TUST-FR, informando os valores totais referentes aos transformadores de fronteira e as DIT de uso compartilhado, já considerando os efeitos econômicos da revisão tarifária das transmissoras.

Tabela 7: Valores para cálculo da TUST-FR para o ciclo 2015-2016

Rede Básica de Fronteira Ciclo 2014-2015 (R$) Ciclo 2015-2016 (R$) Variação %

I - Parcela da receita anual permitida referente às instalações de transmissão Licitadas - RBL 159.438.145,21 210.605.391,77 32,1%

II - Parcela da receita anual permitida referente às instalações de transmissão existentes, integrantes da Rede Básica, conforme as Resoluções nº 166 e nº 167,

374.083.846,95 423.875.348,59 13,3%

100%

33%38%

60%

45%

100% 100% 104% 108% 112%

100%

33% 37%

56%

40%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

2012-2013 2012-2013* 2013-2014 2014-2015 2015-2016

Variação do Segmento Consumo

EUST consumo MUST Consumo TUST média




de 2000 - RBSE

III - Parcela da RAP correspondente às novas instalações autorizadas, integrantes da Rede básica e com receitas estabelecidas por resolução específica após a publicação da Resolução ANEEL nº 167, de 2000 - RBNI

121.295.557,02 164.125.230,08 35,3%

IV - Parcela da RAP correspondente às melhorias nas instalações de transmissão, conforme REN nº 443, de 2011- RMEL

N/A 1.419.425,07

N/A

V - Previsão de receita para novas instalações de transmissão em implantação até 30/06/2016

117.451.786,17 107.614.027,51 -8,4%

VI - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. -12.254.196,58 -3.939.250,73 67,9%

VII - PA Apuração - PA Apuração -62.572.182,58 -37.106.343,01 40,7%

VIII - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS 0,00 0,00 0,0%

IX - PA REVISÃO - Parcela de ajuste relativa a revisão periódica.

304.771,87 268.916,29 -11,8%

X - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 1.006.493,68 3.382.689,00 236,1%

XI - Previsão de receita de rede básica de fronteira a ser utilizada no estabelecimento das tarifas de uso do sistema de transmissão de fronteira - TUST-FR

698.754.221,74 870.245.434,57 24,5%

DIT Compartilhada Ciclo 2014-2015 (R$) Ciclo 2015-2016 (R$) Variação %

XII - Receita referente às demais instalações de transmissão e às instalações de conexão, incluindo as instalações implantadas conforme Resolução 489/2002, a ser concatenada na data de reajuste tarifário - RCDM

16.509.934,35 24.338.146,36 47,4%

XIII - Receita referente às demais instalações de transmissão e às instalações de conexão, incluindo as instalações implantadas sob a luz da Resolução 489/2002, a ser concatenada na data de reajuste tarifário - RPC

134.281.238,93 152.161.734,15 13,3%

XIV - RPEC

790.569,38 1.559.766,22 97,3%

XV - Parcela da RAP correspondente às melhorias nas instalações de transmissão, conforme REN nº 443, de 2011- RMEL

N/A 440.361,21

N/A

XVI - Previsão de receita para novas instalações de transmissão em implantação até 30/06/2016

12.125.014,03 28.206.193,14 132,6%

XVII - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. -65.822,08 374.886,70 669,5%

XVIII - PA Apuração - PA Apuração -19.287.786,99 -5.042.511,88 73,9%

XIX - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS 0,00 0,00 0,0%




XX - PA Autorizações instaladas sem RAP prévia 366.771,51 1.009.433,75 175,2%

XXI - Previsão de receita de DIT Compartilhada a ser utilizada no estabelecimento das tarifas de uso do sistema na transmissão de fronteira - TUST FR

144.719.919,13 203.048.009,65 40,3%

Total para cálculo da TUST-FR (XI+XXI) 843.474.140,87 1.073.293.444,22 27,2%

98. Verifica-se aumento do valor de previsão para a TUST-FR de 27,2%, sendo 6,706% referentes ao IAT.

III.12 Cálculo da RAP prospectiva para o segmento geração

99. As RAP prospectivas são calculadas a partir da RAP homologada no ciclo tarifário atual. Para estimar o incremento de receita associada à expansão prevista para a Rede Básica no horizonte de cálculo, são adicionadas à RAP inicial: (i) as estimativas de receitas das novas instalações de Rede Básica previstas nos estudos de expansão do sistema de transmissão da EPE; (ii) as receitas estimadas referente à substituição das instalações com vida útil regulatória esgotada.

100. A estimativa de substituição de equipamentos dado o fim de sua vida útil regulatória foi realizada com base nas informações de entrada em operação comercial das instalações sob responsabilidade de concessionárias de transmissão e da vida útil regulatória dessas instalações. Identificou-se que aproximadamente 48% das instalações vinculadas às concessões de transmissão prorrogadas já estão com sua vida útil regulatória esgotada. Até 2022, outros 20% das instalações atingirão o fim de sua vida útil regulatória.

101. Desta forma, foram identificadas as instalações e os ciclos em que o fim da vida útil regulatória é atingido. A partir dessas informações e utilizando o Banco de Preços de Referência ANEEL6 foram estimadas as receitas associadas às substituições que consideram as receitas atuais destes equipamentos.

102. No entanto, a substituição imediata dessas instalações imedia não só é desnecessária, mas também inviável técnica e economicamente. Assim, o adicional de receita associado à substituição de instalações foi distribuído ao longo dos ciclos, iniciando a partir do 2015-2016 e tem impacto médio estimado de R$ 410 milhões por ciclo, a preços de junho de 2015.

103. A REH nº 1.706/2014 estabelece em seu art. 1º os valores devidos ao REIDI a serem aplicados para linhas de transmissão e subestações, conforme transcrição abaixo:

“Art. 1º Estabelecer os valores dos redutores a serem utilizados no estabelecimento do investimento necessário ao cálculo das Receitas Anuais Permitidas – RAP, nas situações a seguir: I – para linhas de transmissão, 91,90%; e II – para subestações, 91,44%.”

6 Aprovado pela REH nº 758/2009



104. As informações de investimentos enviadas pela EPE englobam todas as instalações a serem custeadas por TUST-RB. Desta forma, adota-se o valor médio de 91,67%, calculado a partir do índice referente à linha de transmissão (91,90%) e do índice referente à subestações (91,44%).

105. Os demais parâmetros utilizados para obtenção das RAP prospectivas são:

i) Considerações do PIS/COFINS (0%), da TFSEE (0,4%), P&D (1%), da RGR (0%), O&M (1,81%), do perfil de receitas (degrau ou plano) e do custo ponderado médio do capital – WACC (5,66%);

ii) Taxa de anualização de investimentos, ou seja, a conversão dos investimentos em receita anual, que é a relação entre a receita anual e os investimentos propostos para todos os leilões de transmissão realizados, no valor de 11,54% (Anexo VII);

iii) Receita referente à redução da TUST a ser recuperado pelo segmento geração. (art. 26 § 1º

da Lei nº 9.427, de 1996); e

iv) Consideração do decréscimo de 50% da receita para os contratos de transmissão com perfil degrau.

106. O custo médio ponderado do capital (5,66%) e o percentual de O&M (1,81%) considerados foram obtidos a partir da média desses parâmetros associados ao último leilão de transmissão realizado, nº 07/2014, calculados conforme REN nº 592, de 2013, ponderados pelos respectivos investimentos.

107. As RAP prospectivas a serem utilizadas para estabelecimento das TUST dos geradores em cada ciclo tarifário simulado consideram as previsões de investimentos na Rede Básica até 30 de junho de 2023, fim do período compreendido pelo PDE 2023.

108. Para converter em receita os valores de investimentos previstos pela EPE, utiliza-se a relação RAP/investimento obtida a partir das licitações de transmissão. A relação RAP/investimento é obtida da seguinte forma:

i) comparam-se os parâmetros vigentes de cálculo das RAP dos leilões de transmissão, com os parâmetros utilizados à época de cada certame associado à expansão do sistema de transmissão, a fim de obter os respectivos índices de impacto;

ii) aplicam-se os índices de impacto sobre as receitas definidas nos editais dos certames, para que todos fiquem na mesma referência de cálculo; e

iii) por fim, a relação RAP/investimento é obtida entre a razão do total das receitas de referência e o total dos respectivos investimentos previstos nos editais.

109. Os contratos de concessão de serviços de transmissão com perfil degrau têm redução de RAP em 50% a partir do 16º ano de entrada em operação comercial previsto no contrato de concessão. Isto ocorre para aqueles empreendimentos licitados entre os anos 2000 e 2007, cujo efeito se inicia a partir do ciclo 2016-2017.



110. A redução da TUST de que trata o art. 26 § 1º da Lei nº 9.427 deve ser arcada por todos os

usuários do sistema de transmissão, de forma que os valores previstos da receita associada a esta redução para os geradores existentes e aqueles vencedores de leilões de geração de energia nova que fazem jus ao respectivo desconto são considerados na RAP prospectiva. Considerando os resultados dos leilões, os geradores conhecidos que estão passíveis de aplicação deste desconto tem previsão de entrada em operação até o ciclo 2019-2020.

111. A Tabela 8 apresenta a RAP do ciclo 2015-2016 sem componente financeiro, para prospecção das receitas.

Tabela 8: RAP do ciclo 2015-2016 sem efeitos financeiros.

RAP RB CARGA ciclo

2015-2016 RAP sem componentes

financeiros*

Parâmetros RAP Valores (R$) Valores (R$)

RBSE 2.406.749.076,83 2.406.749.076,83

RBNI 361.773.112,58 361.773.112,58

RBL 7.020.222.539,92 7.020.222.539,92

RMEL 8.778.576,03 8.778.576,03

Total existente 9.797.523.305,36 9.797.523.305,36

RBNIA e RAP licitadas (RAP pro rata tempore)

620.138.675,36 620.138.675,36

Interligações internacionais 310.749.641,47 310.749.641,47

RAP (instalações) 10.728.411.622,19 10.728.411.622,19

Orçamento do ONS 597.302.000,00 597.302.000,00

RAP (instalações + ONS) 11.325.713.622,19 11.325.713.622,19

Parcela de Ajuste -721.108.520,17 -

Passivo UTE Candeias 29.114,42 -

Total 10.604.634.216,44 11.325.713.622,19

* RAP econômica não considera os efeitos financeiros da Parcela de ajuste, e do pagamento de receita fracionado das instalações com operação comercial prevista para o ciclo em questão.

112. A Tabela 9 apresenta a receita utilizada no cálculo da RAP prospectiva.

Pág. 26 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015.


Tabela 9: RAP prospectiva para cálculo da TUST dos geradores.

Ciclo Investimentos com base no

PDE 2023

Atualização dez/06 a jun/15

IGP-M

REIDI Médio (R$ x 1000)

Relação RAP Investimento (R$ x 1000)

RAP devido a substituição

de equipamentos

da Rede Básica

RAP devido à substituição

de equipamentos

da Rede Básica

diluída jun/15

RAP devida à redução de

TUST (Art. 26 § 1º da Lei nº

9.427)

Redução de RAP devido

ao perfil degrau

Receita anual prospectiva

Geração jun/2015

(R$ x 1000) 167% 91,67% 11,54% (R$x1000) (R$x1000) (R$x1000) (R$x1000) (R$x1000)

2015-2016 10.604.634,22

2016-2017* 8.897.825,32 14.845.259,39 13.608.649,28 1.570.438,13 2.456.402,15 500.588,09 19.743,44 -205.108,07 13.211.375,21

2017-2018 8.401.072,98 14.016.470,66 12.848.898,66 1.482.762,90 248.982,34 500.588,09 110.840,31 -414.802,40 14.890.764,11

2018-2019 6.150.406,50 10.261.426,42 9.406.649,60 1.085.527,36 250.759,50 500.588,09 27.643,79 -619.075,69 15.885.447,66

2019-2020 4.083.391,18 6.812.788,42 6.245.283,14 720.705,67 191.492,37 500.588,09 806,10 -220.649,01 16.886.898,51

2020-2021 4.935.970,38 8.235.243,78 7.549.247,97 871.183,22 166.322,59 500.588,09 -196.363,86 18.062.305,95

2021-2022 5.674.087,94 9.466.729,71 8.678.151,12 1.001.458,64 91.309,44 500.588,09 -256.817,25 19.307.535,43

2022-2023 4.020.057,43 6.707.121,48 6.148.418,26 709.527,47 98.848,21 500.588,09 -281.975,54 20.235.675,44

* RAP sem componente financeiro a partir do ciclo 2016-2017

Pág. 27 da Nota Técnica nº 162/2015-SGT/ANEEL, de 19/06/2015


III.13 Base de dados

113. A REN nº 559, de 2013, estabelece, dentre outros, o procedimento de cálculo da TUST para as centrais de geração considerando o horizonte do Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica - PDE, a partir da base de dados com a configuração do SIN e os investimentos previstos na expansão da Rede Básica.

114. Os estudos de planejamento do sistema elétrico de curto prazo são realizados pelo ONS. Os Procedimentos de Rede, em seu submódulo 15.2, determinam a disponibilização pelo ONS à ANEEL dos dados e elementos necessários para o cálculo de tarifas de uso de transmissão no horizonte analisado pelo Plano de Ampliações e Reforços - PAR.

115. Já os estudos de planejamento de longo prazo são realizados pela EPE. Conforme descrito no Decreto nº 5.184, de 2004, compete à EPE manter intercâmbio de dados e informações com a ANEEL. Assim, a EPE encaminha os dados para cálculo da TUST até o fim do horizonte do PDE vigente.

116. As datas previstas para a entrada em operação de novas instalações de transmissão outorgadas são informadas pelos agentes por meio do aplicativo SIGET da ANEEL. Destaca-se que essas informações possuem caráter dinâmico, em razão das peculiaridades apresentadas por cada empreendimento (licenciamento ambiental, licitação, atrasos na entrega de equipamentos, etc.). Dessa forma, essas informações são obtidas com a melhor previsão disponível quando da instrução processual.

III.13.1 Análise de contribuições da Audiência Pública nº 023/2015

117. Para o ciclo 2015-2016, foi instaurada a Audiência Pública - AP nº 23/2015, que teve o objetivo de receber contribuições para o aprimoramento da base de dados a ser utilizada no cálculo das TUST e TUSD-g.

118. Além das contribuições recebidas na referida AP, deve-se considerar as atualizações de informações do aplicativo SIGET, resultado do processo de reajuste das RAP, bem como de outros critérios definidos nesta nota técnica.

119. Para as informações de longo prazo, a EPE informa as estimativas de implementações de novas instalações associadas à expansão do sistema. Desta forma, estão sendo utilizadas as informações da EPE encaminhadas para o Leilão de Energia nº 11/2015 (3º LER).

120. Para a base de dados de cálculo da TUST foram recebidas contribuições da ABRACE7 para as quais são feitas as ponderações abaixo:

a) Escopo da Audiência Pública: A ABRACE entende que a Audiência Pública prévia ao cálculo tarifário deveria contemplar, além da base de dados, uma estimativa da RAP do ciclo, do IAT, Tarifas prévias e descrição das usinas e linhas previstas para o ciclo.

Resposta: A Audiência Pública tem por objetivo aprimorar a base de dados, de modo que tenha maior exatidão quando do cálculo tarifário. Entende-se que as incertezas associadas a uma estimativa prévia da tarifa podem gerar expectativas que não se concretizarão no cálculo

7 Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres



do ciclo tarifário. Isso porque quando a Audiência é aberta os dados do SIGET não estão completos, os índices econômicos não estão disponíveis, as parcelas financeiras não foram apuradas pelo ONS, o ONS não concluiu a análise dos montantes de uso contratados, não foram mapeados todos os geradores que entrarão no ciclo tarifário, a ANEEL não analisou a proposta orçamentária do ONS e os passivos pleiteados pelos usuários contratantes do sistema de transmissão não foram analisados pela ANEEL;

b) Base de dados: A ABRACE questiona o fato da ANEEL utilizar para construção da base de dados o Plano de Ampliações e Reforços – PAR, os dados do SIGET, o PDE e as informações da fiscalização da ANEEL sobre as usinas que entrarão em operação, pois estas fontes de dados não necessariamente convergem nas informações.

Resposta: As informações utilizadas pela ANEEL levam em consideração a sua finalidade, o horizonte de abrangência e seu grau de precisão. O aplicativo SIGET é utilizado para a previsão das instalações de transmissão no horizonte de um ciclo tarifário. O PAR atualiza os dados de rede no horizonte de 4 ciclos tarifários (curto prazo), sendo (i) o primeiro utilizado no cálculo das TUST de carga e geração, e (ii) os outros três somente para cálculo das tarifas dos geradores. O PDE atualiza os dados de rede no horizonte de até 10 ciclos tarifários (longo prazo), sendo utilizados somente no cálculo das tarifas dos geradores. Os CUST celebrados são utilizados para compor os usuários pagantes do sistema no ciclo tarifário de interesse. O Relatório de Fiscalização da SFG8 é utilizado para modelagem dos geradores em casos específicos (alínea d.ii do item III.13.5), para horizonte de um ciclo tarifário. A composição de todas as fontes de informação pretende alcançar a melhor estimativa de receitas das transmissoras, de pagamentos dos usuários e de configuração da rede, de forma a minimizar os ajustes financeiros no ciclo tarifário posterior. Ressalta-se que desvios de estimativa sempre vão compor a parcela de ajuste do ciclo tarifário seguinte.

Nos exemplos assinalados pela ABRACE informamos: i) A linha Anastácio – Corumbá 2 230 kV, já constava do SIGET no ciclo tarifário 2014-2015, conforme Nota Técnica nº 178/2014-SRT/ANEEL que subsidiou a REH nº 1.756/2014, do ciclo 2014-2015; ii) A linha de transmissão Figueira – Ponta Grossa Norte 230 kV faz parte da RBSE e, portanto, já se encontra em operação comercial e consta no SIGET e na base de dados do ciclo 2014-2015, iii) A UHE Colíder não foi incluída na base de dados do ciclo 2014-2015, pois não tinha CUST celebrado, primeiro critério para constar na base (para mais informações sobre critérios de modelagem dos geradores ver item III.13.5) ; iv) a UTE Maranhão foi modelada no ciclo 2014-2015 pois tinha CUST celebrado e disponibilidade de rede para injetar potência, condições suficientes para pagamento dos respectivos encargos, independente do estágio das obras de implantação da usina. Ressalta-se, novamente, que desvios de estimativa vão compor a parcela de ajuste do ciclo tarifário seguinte.

A Nota técnica que subsidia o processo tarifário apresenta a fonte de todas as informações utilizadas. Nos exemplos dos pontos iii e iv acima, o item 203 da Nota Técnica nº 183/2015-SRT/ANEEL referente ao ciclo tarifário 2014-2015 traz as informações questionadas pela ABRACE.

8 SFG – Superintendência de Fiscalização da Geração



Por oportuno, registra-se que o nome do arquivo de extensão .USI não influencia em sua utilização junto ao Programa Nodal, conforme relatado pela ABRACE.

c) Incertezas sobre a entrada de geradores:

Resposta: A inclusão de geradores na base de dados do ciclo tarifário é feita conforme os respectivos CUST, previsão de disponibilização das instalações de transmissão conforme SIGET e relatório da SFG mais atualizado. Os critérios de modelagem das cargas (item III.13.4) e dos geradores (item III.13.5) visam incluir no rateio da RAP, os potenciais pagantes do sistema de transmissão, a fim de minimizar a Parcela de Ajuste - PA do ciclo tarifário seguinte e garantir a arrecadação dos recursos suficientes para o pagamento do sistema de transmissão. Quando há insuficiência de pagamentos, no ciclo seguinte há uma PA positiva que deve ser arcada pelos consumidores e geradores com previsão de cálculo da TUST. Em caso de sobre-pagamentos, no ciclo seguinte há uma PA negativa a ser aplicada à RAP prevista em benefício dos consumidores e dos geradores com previsão de cálculo da TUST. Os geradores com tarifa estabilizada não se sujeitam ao risco ou benefício da PA.

III.13.2 Tratamento das instalações de corrente contínua

121. O Programa Nodal utilizado para o cálculo tarifário não trata especificamente das instalações de corrente contínua. O fluxo de potência utilizado pelo Programa Nodal para encontrar as relatividades entre as TUST tem por origem um despacho pré-definido dos geradores, de forma proporcional à potência contratada por submercados.

122. Ocorre que os fluxos de potência em instalações de corrente contínua são determinados pelo Operador do sistema. Caso se estabeleçam os fluxos nas instalações de corrente contínua, fica calculado o custo arrecadado na instalação em questão. Assim, o nível da TUST dos empreendimentos com sensibilidade positiva e negativa em relação àquela instalação passa a ser afetada pelo critério de determinação do fluxo de potência na instalação.

123. Sendo assim, para o cálculo da TUST, as instalações de corrente contínua foram modeladas como circuitos de corrente alternada equivalentes, em termos de parâmetros elétricos, a fim de que o fluxo nos elementos seja resultado da convergência do fluxo de potência, como nas demais instalações modeladas.

124. Para o caso da energia proveniente das usinas de Santo Antônio e Jirau, há que se considerar que o escoamento ocorre por meio de dois bipolos de corrente contínua ± 600 kV e de dois sistemas de conversoras back-to-back 500/230 kV. De forma a evitar que a modelagem leve a fluxo de potência somente pelo elo de corrente contínua, as usinas foram modeladas de modo a escoar a potência de forma proporcional à capacidade dos equipamentos (bipolos e back-to-back). Assim, 90% da capacidade total de geração utilizam os bipólos de corrente contínua, enquanto os restantes 10% da capacidade de geração utilizam as conversoras back-to-back.

III.13.3 Tratamento dos custos de reposição das instalações

125. Os custos de reposição das instalações de transmissão utilizados na base de dados desde 1999, conforme Anexo 3 da Nota Técnica nº 003/1999-SRT/ANEEL, de 24/11/1999, são estimados usando



custos padronizados (médios) para cada tipo de instalação, em função de suas características básicas, tais como comprimento das linhas de transmissão, níveis de tensão das linhas e transformadores e potência nominal dos transformadores, a preços de dezembro de 1997.

126. Como forma de aprimoramento do procedimento de cálculo da TUST, foi proposta na Audiência Pública nº 040/2013, que subsidiou a aprovação da REN nº 559/2013, a atualização dos custos de reposição para a utilização dos valores de custos-padrão do Banco de Preços de Referência ANEEL, homologado pela Resolução Homologatória nº 758, de 06 de janeiro de 2009. A REH nº 1.555, de 2013 aprovou a primeira aplicação dos novos valores para o ciclo 2013-2014.

127. O processo de atualização prevê ainda aprimoramento no tratamento dado aos módulos de infraestrutura geral e as compensações de potência reativa. Esses valores foram integrados aos custos de reposição das instalações associadas. O detalhamento encontra-se na Nota Técnica nº 092/2013-SRT/ANEEL disponibilizada na citada Audiência Pública.

III.13.4 Representação das cargas que acessam à Rede Básica

Critério Gerais

128. A representação das cargas na base de dados do ciclo tarifário 2015-2016 considera as premissas elencadas abaixo:

Representação da carga das distribuidoras com a média dos MUST efetivamente contratados para os anos 2015 e 2016. Para os CUST que apresentem mais de um valor de MUST em seus anexos, o MUST representado é aquele aderente à rede elétrica em operação comercial em junho de 2015, agregadas as instalações previstas para entrarem em operação comercial até junho de 2016; e Representação da carga de unidades consumidoras com acesso à Rede Básica com a média dos MUST efetivamente contratados para os anos 2015 e 2016 em caráter permanente. Para contratação de CUST em outras modalidades, o consumidor é representado com valor da carga igual a 0,1 MW, quando a barra a qual esta unidade consumidora se conecta não tenha outra carga permanente. Caso a barra já possua carga permanente, ela é representada com valor de carga igual a zero. Os pontos de importação/exportação são representados da mesma forma.

Distribuidoras CEA e AmE

129. No ciclo 2013-2014, as distribuidoras Companhia Energética do Amapá - CEA e Amazonas Distribuidora de Energia – AmE, ainda não haviam celebrados seus respectivos CUST, de forma que a consideração deste mercado de MUST no cálculo da TUST dos demais usuários poderia afetar a arrecadação dos recursos necessários para cobertura dos custos de transmissão, como determina a Lei nº 9.427, de 1996. Como alternativa, foram modelados os MUST previstos no Parecer de Acesso das distribuidoras e realizados



um cálculo em separado para obtenção das TUST para os pontos de conexão que deveria ser contratados pela CEA e AmE.

130. No decorrer do ciclo 2013-2014, a AmE celebrou o CUST nº 069/2013, em 25 de junho de 2013, e a CEA celebrou o CUST nº 087/2013, em 10 de outubro de 2013.

131. Em 19 de novembro de 2013, o Despacho ANEEL nº 3.886 apresentou nos itens (i) e (ii):

“(i) a Amazonas Energia – AmE e a Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA

deverão celebrar os Contratos de Uso dos Sistemas de Transmissão – CUST e os

Contratos de Conexão da Transmissão – CCT, vinculando os pagamentos à data de

disponibilização pelas concessionárias de transmissão das instalações que

interligarão, respectivamente, Manaus e Macapá ao Sistema Interligado Nacional

– SIN; (ii) a AmE e a CEA terão os encargos dos CUST e CCT devidos a partir da

data estabelecida nos respectivos contratos e somente serão considerados no

cálculo da tarifa do consumidor final da concessionária de distribuição a partir da

respectiva prestação do serviço, sem efeitos retroativos;” (grifo nosso)

132. Desta forma, os CUST da AmE e da CEA devem vincular os pagamentos à data de disponibilização pelas concessionárias de transmissão das instalações que interligaram, respectivamente, Manaus e Macapá ao SIN.

133. Por meio do Ofício nº 118/2014-SRT/ANEEL, de 06/05/2014, a SRT informou ao ONS que, conforme disposto na carta ONS – 0286/100/2014, de 6 de março de 2014, a entrada em operação comercial das instalações que completaram a interligação de Manaus ao SIN, ocorreu em 3 de julho de 2013, sendo devido os encargos de uso da AmE a partir desta data.

134. Informou ainda que a entrada em operação comercial das instalações que completaram a interligação de Macapá ao SIN, conforme Carta ONS – 0197/100/2014, de 12 de fevereiro de 2014, e Carta ONS – 0238/100/2014, de 19 de fevereiro de 2014, ocorreu em 22 de janeiro de 2014. Portanto, conforme estabelecido no inciso (i) do Despacho nº 3.886, de 2013, essa data deve ser utilizada no CUST celebrado pela CEA para início do pagamento do respectivo encargo.

135. Com base nisto, as distribuidoras CEA e Amazonas foram modeladas na base de dados de cálculo da TUST do ciclo 2015-2016 de forma integrada ao Sistema Interligado Nacional, participando, assim, do rateio da RAP.

Pontos de fronteira com a Rede Básica

136. A compatibilidade da base de dados e do ambiente contratual leva em consideração a data de entrada em operação das instalações de transmissão, os valores dos MUST e as datas de contratação por parte dos usuários.

137. Para os pontos de contratação de fronteira foram encontrados pontos em que há um descasamento entre a data de previsão de disponibilidade das instalações e a data de contratação do MUST.



138. Para o ciclo 2014-2015, os seguintes pontos de conexão de Rede Básica de fronteira deverão ser cobrados diretamente por meio de encargos, conforme Art.29 da REN 399, de 2010: Jauru 138 kV, Juba 138 kV e Parecis 138 kV. Desta forma, caberá ao ONS calcular diretamente os valores associados aos duodécimos mensais, a partir do valor aprovado de RAP constante do Processo nº 48500.000313/2015-48, que contempla o reajuste de receitas das transmissoras.

139. Os pontos de conexão Sinop e Ji-Paraná, todos em 13,8 kV, têm MUST iguais a zero, porém estão associados ao grupo de fronteira dos pontos de conexão de Sinop 138 kV, Ji-Paraná 69 kV e Rio Branco 69 kV, de forma que a TUST-FR é calculada com base nos MUST desses pontos.

140. O ponto de conexão Itutinga 138 kV teve parcela de ajuste maior que o valor de RAP associado ao ponto no ciclo 2014-2015, de forma que a TUST-FR é nula.

141. O ponto de conexão apontado na base de dados como Jirau 69 kV da Ceron, refere-se ao seccionamento da linha de transmissão Abunã – Porto Velho 230 kV, em que está conectada a carga da UHE Jirau, de forma que não há TUST-FR para este ponto.

III.13.5 Representação das centrais de geração que acessam à Rede Básica

142. Para auxiliar na análise da modelagem das centrais de geração na base de dados foram utilizados os CUST celebrados pelas centrais de geração, o “Relatório de acompanhamento da expansão da oferta de energia elétrica – versão maio de 2015” da SFG e as informações de disponibilização das instalações de transmissão conforme SIGET da ANEEL, em junho de 2015.

143. Com o intuito de garantir os recursos necessários para cobertura dos custos do sistema de transmissão, essa análise consiste em estimar os pagantes do sistema de transmissão, bem como a sua parcela de contribuição na arrecadação da receita prevista para o ciclo 2015-2016.

144. As centrais de geração com acesso à Rede Básica com ou sem CUST, que obtiveram suas outorgas até o fim do ciclo 2014-2015, não vencedora ou não participante de leilão de energia nova e que não possuem TUST publicadas, terão o estabelecimento da TUST por 10 ciclos tarifários, conforme art. 5º da REN 559, de 2013, de modo que a modelagem dessas centrais de geração será feita a partir do ciclo previsto na outorga para sua entrada em operação comercial. As usinas com previsão no ciclo 2015-2016 serão modeladas a partir deste ciclo caso tenham CUST celebrado, caso contrário somente a partir do ciclo 2016-2017 a fim de não influenciar no rateio da RAP do ciclo 2015-2016. A Tabela 10 apresenta as centrais de geração identificadas nesta condição.

Tabela 10. Centrais de geração com TUST calculada conforme art. 5º da REN nº 559, de 2013.

Centrais de Geração Ato de Outorga

CUST Ciclo de partida para modelagem na base de dados Tipo Nome Tipo Número

Ciclo previsto para entrada em operação

EOL ALCACUZ REA 5118/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL AMESCLA REA 5099/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL ANGELIM REA 5092/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL ANISIO TEIXEIRA REA 5094/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017






EOL BARBATIMAO REA 5093/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL BOTUQUARA REA 5101/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL CABECA DE FRADE REA 5090/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL CACIMBAS 1 REA 5040/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL CALIANDRA REA 5119/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL CANJOAO REA 5086/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL CANSANCAO REA 5120/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL CARRANCUDO REA 5089/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL CONQUISTA REA 5102/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL COXILHA ALTA REA 5170/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL EMBIRUCU REA 5121/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL FACHEIO REA 5098/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL ICO REA 5122/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL IMBURANA DE CABAO REA 5123/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL IMBURANA-MACHO REA 5085/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL IPE AMARELO REA 5097/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL JATAI REA 5081/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL JEQUITIBA REA 5100/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL JUAZEIRO REA 5088/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL JUREMA PRETA REA 5124/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL LENCOIS REA 5171/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL MACAMBIRA REA 5083/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL MARINEIRO REA 5125/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL OURO VERDE REA 5023/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL PAU D AGUA REA 5126/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL PUTUMUJU REA 5127/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL SABIU REA 5084/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL SABOEIRO REA 5128/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL SANTA MONICA REA 4592/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL SANTA MONICA I REA 5022/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL SANTA URSULA REA 4591/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL SANTA VERIDIANA REA 4750/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL SANTA VERONICA REA 4751/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL SANTO AMARO DO PIAUI REA 4756/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL SANTO ANASTACIO REA 4755/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL SAO BASILIO REA 4754/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017






EOL SAO DOMINGOS REA 5074/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL SAO FELIX REA 4753/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL SAO MOISES REA 4752/2014 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL SERIDO IV REA 4846/2014 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL TAMBORIL REA 5095/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL TINGUI REA 5082/2015 2016-2017 NÃO 2016-2017

EOL UMBUZEIRO REA 5091/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL UNHA D ANTA REA 5096/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL VELLOZIA REA 5087/2015 2015-2016 NÃO 2016-2017

EOL VENTOS DE SAO MARTINHO

REA

4572/2014 e

5130/2015 2016-2017

NÃO 2016-2017

EOL CAMPO DOS VENTOS I REA 3967/2013 2015-2016 SIM 2015-2016

EOL CAMPO DOS VENTOS III REA 3968/2013 2015-2016 SIM 2015-2016

EOL CAMPO DOS VENTOS V REA 3969/2013 2015-2016 SIM 2015-2016

UTE CSP REA 4330/2013 2015-2016 SIM 2015-2016

UHE TRES IRMAOS Cont. Conc. 003/2004 - SIM 2015-2016

145. As demais centrais de geração que não possuem CUST ou não tem previsão de início de operação no ciclo 2015-2016, mas possuem TUST estabelecida, terão suas tarifas publicadas com valores atualizados a preços de junho de 2015, mas não serão representadas na base de dados do ciclo 2015-2016, de modo a não influenciar no rateio da RAP. Caso alguma usina que esteja nesta condição celebre o contrato ou antecipe sua entrada e inicie os pagamentos durante o ciclo 2015-2016, estes valores serão considerados como quantias adicionais a serem compensadas na Parcela de Ajuste do ciclo seguinte.

146. As centrais de geração com CUST celebrado e previsão de início de operação no ciclo 2015-2016 têm as seguintes condições:

a) Sistema de transmissão disponível: central de geração modelada na base de dados;

b) Sistema de transmissão com previsão de entrada em operação durante o ciclo 2015-2016: adotada a data mais distante do início do ciclo entre a prevista no SIGET e no CUST para modelagem da central de geração;

c) Sistema de transmissão não esteja disponível até o fim do ciclo 2015-2016: modeladas na base de dados as centrais de geração com comercialização de energia no ACR e Despacho da SFG que as declara aptas a entrar em operação comercial, uma vez que estas centrais de geração fazem jus à percepção da receita pela energia vendida e consequentemente devem realizar os pagamentos associados aos CUST. A Tabela 11 apresenta a lista das centrais de geração nesta condição;



Tabela 11. Centrais de geração aptas a entrar em operação comercial com venda de energia no ACR.

Centrais de Geração Ato de Reconhecimento de Apta

Tipo Nome Tipo Número

EOL CALANGO 1 DSP 3313/2013





EOL PRIMAVERA DSP 588/2014

EOL SAO JUDAS DSP 1164/2014

EOL CRISTAL DSP 1404/2014

EOL MALHADINHA I DSP 289/2015

EOL LANCHINHA DSP 514/2015

EOL PELADO DSP 513/2015

UHE Teles Pires DSP 1.764/2015

d) centrais de geração com motorização:

i. Para as centrais de geração cujo CUST contenha escalonamento dos montantes de uso ao longo do ciclo tarifário em decorrência da etapa de motorização da usina, adota-se o MUST equivalente, para fins de rateio da arrecadação e cálculo das tarifas de carga. Cumpre destacar que para fins de cálculo das tarifas dos geradores utiliza-se a máxima potência injetável pela usina em sua fase completa de motorização;

ii. Para as centrais de geração com direito previsto no Edital de Licitação da usina, de início de pagamento dos encargos relativos ao uso do sistema de transmissão somente a partir da data da efetiva entrada em operação comercial de cada unidade geradora, será utilizado o menor MUST equivalente calculado considerando a motorização das unidades geradoras e os dados do CUST e do Relatório de Fiscalização da SFG (junho de 2015), de forma a obter a melhor previsão de arrecadação, conforme Tabela 12. As centrais de geração nesta condição estão listadas na Tabela 13, a qual mostra que a utilização do MUST equivalente minimiza o risco de déficit de arrecadação de R$ 291,75 milhões, a preços de junho de 2015, e consequentemente a parcela de ajuste do ciclo tarifário seguinte;

Tabela 12. Cálculo dos MUST Equivalentes do ciclo 2015-2016.

Mês do ciclo 2015-2016

Centrais de Geração com motorização

UHE SANTO ANTONIO UHE JIRAU

CUST 039/2012 Rel. Fiscalização - SFG (Junho/2015)

CUST 054/2012 Rel. Fiscalização - SFG (Junho/2015)

MUST (MW) MUST (MW) MUST (MW) MUST (MW)



jul/15 2.852,01 2.286,21 2.061,00 2.501,80

ago/15 2.932,63 2.286,21 2.280,20 2.576,10

set/15 3.005,18 2.286,21 2.501,80 2.724,60

out/15 3.077,74 2.286,21 2.576,10 2.724,60

nov/15 3.150,30 2.355,10 2.650,40 2.797,80

dez/15 3.150,30 2.424,00 2.797,80 2.797,80

jan/16 3.150,30 2.492,89 2.871,00 2.944,20

fev/16 3.150,30 2.634,34 2.944,20 3.017,30

mar/16 3.150,30 2.706,90 2.944,20 3.090,40

abr/16 3.150,30 2.852,01 2.944,20 3.163,50

mai/16 3.150,30 2.932,63 3.236,60 3.236,60

jun/16 3.150,30 3.077,74 3.455,70 3.309,70

MUST Equivalente

3.089,16 2.551,70 2.771,93 2.907,03

Critério Modelar o menor MUST equivalente obtido entre o previsto no CUST e no Relatório SFG.

Tabela 13. MUST utilizados na modelagem da base de dados 2015-2016.

Central de Geração MUSTMÁX Contratado1 (MW) MUST Equivalente (MW)

Diferença

MW Milhões R$ x

ano (Jun/2015)

UHE Santo Antônio 3.150,30 2.551,70 598,60 147,48

UHE Jirau 3.455,702 2.771,93 683,77 144,27

Total 6.606,00 5.323,64 1.282,36 291,75

1 – MUST máximo contratado para motorização até o fim do ciclo tarifário 15-16.

2 – MUST contratado conforme postergação de cronograma de 535 dias proferida na Ação Sob o Rito Ordinário nº 1042671.2013.4.01.4100/RO.

iii. Para o caso da UHE Jirau, considerou-se os efeitos da Ação Sob o Rito Ordinário nº 1042671.2013.4.01.4100/RO, que por meio da qual o Juízo da 5ª Vara Federal Ambiental e Agrária da Seção Judiciária de Rondônia julgou procedente o pedido formulado pela ESBR e determinou à ANEEL a rever o cronograma das obras da UHE Jirau para adequá-lo aos 535 dias de atraso (constatado no laudo pericial), decorrentes dos eventos de força maior/caso fortuito e de atos do Poder Público;

e) centrais de geração com nova outorga: A UHE Três Irmãos teve sua TUST estabelecidas no ciclo 2013-2014 pela REH nº 1.555, de 2013, conforme inciso II do art. 6º da REN nº 559, de 2013, válida por 10 ciclos tarifários até o fim do ciclo 2022-2023 ou até outorga de nova concessão. A partir da nova outorga oriunda do Leilão 2/2014-ANEEL, a TUST deve ser estabelecida conforme caput do art. 6º da REN nº 559, de 2013, o que será feito neste ciclo tarifário. O Contrato de Concessão nº 03/2014 ainda estabelece em sua Subcláusula sétima que “A atualização dos valores dos Encargos de Conexão e Uso do sistema decorrentes dos Processos Tarifários das Concessionárias de Serviço Público de Transmissão ou das distribuidoras acessadas pela Concessionária só será aplicável a partir do reajuste da RAG”;



f) centrais de geração não prorrogadas: tiveram suas TUST estabelecidas no ciclo 2013-2014 pela REH nº 1.555, de 2013, conforme inciso II do art. 6º da REN nº 559, de 2013, válidas por 10 ciclos tarifários até o fim do ciclo 2022-2023 ou até que sejam outorgadas novas concessões. A partir da nova outorga, a TUST será estabelecida conforme caput do art. 6º da REN nº 559, de 2013. As centrais de geração nesta condição estão listadas na Tabela 14;

Tabela 14. Centrais de geração com acesso à Rede Básica que não optaram pela prorrogação das outorgas conforme Lei nº 12.783, de 2013.

Tipo Centrais de Geração

UHE JAGUARA

UHE SAO SIMAO

UHE GOV. PARIGOT SOUZA

UHE ILHA SOLTEIRA

UHE JUPIA - RB

UHE TRES MARIAS

UHE VOLTA GRANDE

g) Centrais de geração com CUST Temporário: a central de geração será modelada com 0,1 MW, uma vez que o encargo é devido apenas nos dias de uso na contratação temporária. Atualmente as centrais de geração que possuem CUST temporário são UTE Pilar e UTE Uruguaiana;

h) UHE Pimental/Belo Monte: O ONS informou que não está fazendo cobrança do CUST da UHE Belo Monte por força do Ofício 0405/2015-SCT/ANEEL, de 20 de maio de 2015, SIC 48526.001301/2015-00, que solicita ao ONS “que se abstenha de exigir da Norte Energia S.A. o pagamento da Tarifa pelo Uso do Sistema de Transmissão - TUST, relativa ao montante de energia não fornecida pela UHE Belo Monte, até o término definitivo do Processo Administrativo nos termos do Parecer de Força Executória n°00245/2015/PF/ANEEL/PGF/AGU referente ao Mandado de Segurança n°100192861.2015.4.01.3400”. Desta forma, a referida usina não foi modelada na base de dados, mas terão suas TUST publicadas; e

i) O ONS encaminhou os fax n. 0013 a 0019/240/2015 solicitando as TUST-RB na modalidade consumo para o ciclo 2014-2015 aplicáveis aos geradores EOL Ventos de Santa Joana IX, X, XI, XII, XIII, XIV e XV, uma vez que não constam na REH nº 1.758/2014. A REH nº 1.571/2013 estabelece que a TUST de cada central geradora terá vigência a partir da publicação da Resolução Homologatória até o fim da sua outorga. Dessa forma, os valores atualizados da TUST dessas centrais geradoras publicados para o ciclo 2015-2016 devem ser utilizados para cobrança dos encargos do ciclo 2014-2015.

III.14 Cálculo da TUST do ciclo 2015-2016

147. A versão 5.2 do Programa Nodal apresenta aprimoramentos de forma a permitir o cálculo da TUST conforme REN nº 559, de 2013. Maiores detalhamentos sobre seu funcionamento podem ser encontrados no Manual do Programa Nodal, versão 5.2.



148. Para o cálculo da TUST do ciclo 2015-2016, devem ser seguidas as seguintes etapas:

a) Carregar os arquivos .DC, que representam a rede modelada até o fim do horizonte;

b) Informar as receitas para o segmento geração conforme Tabela 9;

c) Informar os dados para o cálculo da TUSDg-T:

Tabela 15. Dados para cálculo da TUSDg-T

Entrada de Dados do Programa Nodal

RAP-RB (R$X1000) 10.604.634,22

ONS - orçamento (R$X1000) 597.302,00

IGP-M (%) 4,109747%

d) Calcular tarifa para os segmentos geração e consumo.

149. Os valores de TUST-RB e TUST-FR são apresentados nos Anexos I, II, III e V.

IV – DO FUNDAMENTO LEGAL 150. A Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996.

151. A Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013.

152. A Resolução ANEEL n° 281, de 1° de outubro de 1999.

153. A Resolução Normativa nº 349, de 13 de janeiro de 2009.

154. A Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004.

155. A Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007.

156. A Resolução Normativa nº 349, de 15 de janeiro de 2009.

157. A Resolução Normativa nº 399, de 13 de abril de 2010.

158. A Resolução Normativa nº 442, de 26 de julho de 2011.

159. A Resolução normativa nº 559, de 27 de junho de 2013.

V – DA CONCLUSÃO

160. Diante do exposto nesta Nota Técnica, concluímos:



a) Por propor as TUST dos geradores, consumidores e distribuidoras, conforme especificado nos Anexos I, II e V desta nota técnica, conforme REN nº 559, de 2013, para vigorarem entre 1º de julho de 2015 e 30 de junho de 2016;

b) Por propor a Tarifa de Transporte de Itaipu, devida pelas distribuidoras que possuem cota-parte da sua energia, relativa às DIT de uso exclusivo (instalações dedicadas àquela central geradora e não integrantes da Rede Básica) no valor mensal de R$ 2.085,77/MW (Dois mil, e oitenta e cinco reais e setenta e sete centavos por megawatt);

c) Por propor o valor da TUST encargos referente à Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, conforme Anexo II-A;

d) Por propor o valor da TUSTIMP/EXP importação/exportação e da Tarifa de Uso das Interligações Internacionais – TUII, conforme especificado nos Anexos III e III-A;

e) Por propor o valor da TUSTTEMP para contratação em caráter temporário, conforme especificado no Anexo IV;

f) Por propor os encargos devidos pelas distribuidoras às transmissoras em função da REN nº 349, de 2009, de acordo com Anexo VI;

g) Por propor a base de dados de cálculo da TUST, conforme especificado nesta Nota Técnica; e

h) Revogar a REH nº 1.684, de 2014, e determinar ao ONS que considere o montante de R$ 29.114,42 (Vinte e nove mil, cento e quatorze reais e quarenta e dois centavos) como crédito nas apurações mensais futuras do ciclo 2015-2016 da UTE ERB Candeias.



VI – DA RECOMENDAÇÃO 161. Recomendamos a publicação de Resolução Homologatória estabelecendo as tarifas e encargos de transmissão de energia elétrica conforme Anexos I, II, II-A, III, III-A, IV, V e VI desta Nota Técnica, e a tarifa de transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional.

ANDRÉ MEISTER

Especialista em Regulação

DENIS PEREZ JANNUZZI Especialista em Regulação

De acordo:

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Gestão Tarifária



ANEXO I - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS ÀS CENTRAIS DE GERAÇÃO CONECTADAS À REDE BÁSICA

Tipo Nome CEG TUST-RB (R$/kW.mês)

EOL CAMPO DOS VENTOS I 031072-7 4,495

EOL CAMPO DOS VENTOS III 031071-9 4,495

EOL CAMPO DOS VENTOS V 031069-7 4,495

EOL CACIMBAS 1 032011-0 4,133

EOL OURO VERDE 032012-9 4,133

EOL SANTA MONICA I 032013-7 4,133

EOL SANTA MONICA 031427-7 4,485

EOL SANTA URSULA 031425-0 4,485

EOL SANTA VERIDIANA 031685-7 4,770

EOL SANTA VERONICA 031686-5 4,770

EOL SANTO AMARO DO PIAUI 031691-1 4,770

EOL SANTO ANASTACIO 031690-3 4,770

EOL SAO BASILIO 031689-0 4,770

EOL SAO FELIX 031688-1 4,770

EOL SAO MOISES 031687-3 4,770

EOL SERIDO IV 031798-5 4,483

EOL VENTOS DE SAO MARTINHO 031412-9 4,485

EOL SAO DOMINGOS 032215-6 4,485

EOL CONQUISTA 032099-4 4,494

EOL BOTUQUARA 032094-3 4,494

EOL JEQUITIBA 032105-2 4,494

EOL AMESCLA 032090-0 4,494

EOL FACHEIO 032101-0 4,494

EOL IPE AMARELO 032103-6 4,494

EOL UNHA D'ANTA 032112-5 4,494

EOL TAMBORIL 032109-5 4,494

EOL ANISIO TEIXEIRA 032092-7 4,494

EOL BARBATIMAO 032093-5 4,494

EOL ANGELIM 032091-9 4,494

EOL UMBUZEIRO 032111-7 4,494

EOL CABECA DE FRADE 032095-1 4,494

EOL CARRANCUDO 032097-8 4,494

EOL JUAZEIRO 032106-0 4,494

EOL VELLOZIA 032113-3 4,494

EOL CANJOAO 032096-0 4,494

EOL IMBURANA MACHO 032102-8 4,494

EOL SABIU 032108-7 4,494




EOL MACAMBIRA 032107-9 4,494

EOL TINGUI 032110-9 4,494

EOL JATAI 032104-4 4,494

EOL SABOEIRO 032248-2 4,494

EOL PUTUMUJU 032247-4 4,494

EOL PAU D'AGUA 032246-6 4,494

EOL MARINEIRO 032245-8 4,494

EOL JUREMA PRETA 032244-0 4,494

EOL IMBURANA DE CABAO 032243-1 4,494

EOL ICO 032242-3 4,494

EOL EMBIRUCU 032241-5 4,494

EOL CANSANCAO 032240-7 4,494

EOL CALIANDRA 032239-3 4,494

EOL ALCACUZ 032238-5 4,494

EOL LENCOIS 032268-7 4,494

EOL COXILHA ALTA 032100-1 4,494

EOL ACARI (RIACHAO I) 030870-6 5,706

EOL ALBUQUERQUE (RIACHAO II) 030871-4 5,706

EOL ALEGRIA I(NEW ENERGY) 028444-0 5,389

EOL ALEGRIA II(NEW ENERGY) 028443-2 5,389

EOL ANEMOI (RIACHAO IV) 030874-9 5,706

EOL APELIOTES(RIACHAO VI) 030872-2 5,706

EOL ARENA (RIACHAO VII) 030873-0 5,706

EOL ASA BRANCA I 030505-7 6,168

EOL ASA BRANCA V 030507-3 5,335

EOL ASA BRANCA VII 030513-8 5,335

EOL B.VENTOS(VENTOS) 028887-0 5,572

EOL CAETITE 1 030976-1 4,788

EOL CALANGO 1 030511-1 5,166

EOL CALANGO 2 030519-7 5,166

EOL CALANGO 3 030545-6 5,166

EOL CALANGO 4 030537-5 5,166

EOL CALANGO 5 030552-9 5,166

EOL CAMPO DOS VENTOS II 030500-6 5,335

EOL CANOA QUEBRADA(VENTOS) 028788-1 5,572

EOL DOS INDIOS 2 030734-3 4,471

EOL DOS INDIOS 3 030894-3 4,871

EOL DOS INDIOS(V.DO SUL) 028864-0 4,389

EOL EMBUACA 030336-4 5,245




EOL ENACEL(VENTOS) 028770-9 5,572

EOL EURUS IV 030509-0 5,913

EOL FAROL 030502-2 5,335

EOL FLEIXEIRAS I 030670-3 5,245

EOL GUAJIRU 030663-0 5,245

EOL ICARAIZINHO 028699-0 5,873

EOL ILHA GRANDE (EOLOS) 030691-6 5,873

EOL MORRAO 030506-5 5,499

EOL MUNDAU 030656-8 4,873

EOL OSORIO(V.DO SUL) 028810-1 4,389

EOL PALMAS (B. DO CORREGO) 030697-5 4,683

EOL PRAIA DO MORGADO 028440-8 5,476

EOL PRAIA FORMOSA 028631-1 5,422

EOL RIBEIRAO (EOLOS) 030695-9 5,873

EOL SANGRADOURO(V.DO SUL) 028811-0 4,389

EOL SANTA EDWIGES (BRITE) 031270-3 5,187

EOL SAO BENTO DO NORTE 030536-7 5,335

EOL SERIDO I 031220-7 5,109

EOL SERRA DE SANTANA I 030625-8 5,765

EOL SERRA DE SANTANA II 030609-6 5,765

EOL SERRA DE SANTANA III 030615-0 5,765

EOL TRAIRI 030662-2 5,245

EOL U.VENTOS 1(POTIGUAR) 030562-6 5,689

EOL U.VENTOS 10(P.NORDESTE) 030571-5 5,689

EOL U.VENTOS 2(T.DE PEDRAS) 030563-4 5,689

EOL U.VENTOS 3(P.V.LESTE) 030564-2 5,689

EOL U.VENTOS 4(T.S.MIGUEL) 030565-0 5,689

EOL U.VENTOS 5(M.DOS VENTOS) 030566-9 5,689

EOL U.VENTOS 6(C.DA ILHA) 030567-7 5,689

EOL U.VENTOS 7(C.POTIGUAR) 030568-5 5,689

EOL U.VENTOS 8(E.DOS VENTOS) 030569-3 5,689

EOL U.VENTOS 9(I.DOS VENTOS) 030570-7 5,689

EOL V. DE SANTA FATIMA 031273-8 5,187

EOL V. DE SANTA REGINA 031276-2 5,187

EOL V. DE SANTO ADRIANO (COLIBRI 031271-1 5,187

EOL V. DE SANTO ALBANO 031272-0 5,187

EOL V. DE SAO BENEDITO 031373-4 5,942

EOL VOLTA DO RIO(ELETROWIND) 028441-6 5,476

EOL ALVORADA 030320-8 6,029




EOL ARARAS 030278-3 7,477

EOL BELA VISTA (AREIA BRANCA) 030340-2 10,580

EOL BURITI 030279-1 7,477

EOL CAJUCOCO 030294-5 7,477

EOL CANDIBA 030316-0 6,029

EOL CERRO CHATO I 030348-8 5,554

EOL CERRO CHATO II 030349-6 5,554

EOL CERRO CHATO III 030350-0 5,554

EOL COLONIA 030295-3 7,581

EOL COQUEIROS 030282-1 7,477

EOL EURUS VI 030351-8 9,820

EOL FAISA I 030352-6 7,581

EOL FAISA II 030331-3 7,581

EOL FAISA III 030332-1 7,581

EOL FAISA IV 030329-1 7,581

EOL FAISA V 030309-7 7,581

EOL GARCAS 030280-5 7,477

EOL GUANAMBI 030328-3 6,029

EOL GUIRAPA 030342-9 6,029

EOL ICARAI I 030372-0 7,477

EOL ICARAI II 030356-9 7,477

EOL IGAPORA 030321-6 6,029

EOL ILHEUS 030315-1 6,029

EOL LAGOA SECA 030291-0 7,477

EOL LICINIO DE ALMEIDA 030317-8 6,029

EOL MACAUBAS 030283-0 5,292

EOL MAR E TERRA 030389-5 10,580

EOL MIASSABA III 030339-9 11,703

EOL MORRO DOS VENTOS I 030301-1 9,208

EOL MORRO DOS VENTOS III 030310-0 9,208

EOL MORRO DOS VENTOS IV 030311-9 9,208

EOL MORRO DOS VENTOS IX 030302-0 9,208

EOL MORRO DOS VENTOS VI 030300-3 9,208

EOL N.S.DA CONCEICAO 030318-6 6,029

EOL NOVO HORIZONTE 030305-4 5,292

EOL OSORIO 2 (V.LITORAL) 030286-4 3,308

EOL PAJEU DO VENTO 030319-4 6,029

EOL PINDAI 030324-0 6,029

EOL PLANALTINA 030322-4 6,029




EOL PORTO SEGURO 030323-2 6,029

EOL REI DOS VENTOS 1 030416-6 11,703

EOL REI DOS VENTOS 3 030417-4 11,703

EOL RIO VERDE 030341-0 6,029

EOL SANGRADOURO 2(V.LAGOA) 030381-0 3,308

EOL SANGRADOURO 3(V.LAGOA) 030330-5 3,308

EOL SANTA CLARA I 030292-9 9,820

EOL SANTA CLARA II 030308-9 9,820

EOL SANTA CLARA III 030293-7 9,820

EOL SANTA CLARA IV 030307-0 9,820

EOL SANTA CLARA V 030378-0 9,820

EOL SANTA CLARA VI 030304-6 9,820

EOL SEABRA 030306-2 5,292

EOL SERRA DO SALTO 030314-3 6,029

EOL TAIBA AGUIA 028857-8 7,581

EOL TAIBA ANDORINHA 030373-9 7,581

EOL VENTOS DO OESTE 030347-0 7,477

EOL EURUS I 030503-0 6,796

EOL EURUS II 030499-9 6,796

EOL EURUS III 030504-9 6,796

EOL CRISTAL 030727-0 4,841

EOL PRIMAVERA 030726-2 4,841

EOL SAO JUDAS 030725-4 4,841

EOL RENASCENCA V 030497-2 6,796

EOL DA PRATA 030490-5 4,984

EOL DOS ARACAS 030495-6 3,543

EOL SERAIMA 030546-4 4,999

EOL TANQUE 030544-8 4,989

EOL VENTOS DO NORDESTE 030476-0 3,498

EOL ARATUA 3 030470-0 6,292

EOL ASA BRANCA II 030547-2 6,796

EOL ASA BRANCA III 030548-0 6,796

EOL ASA BRANCA IV 030498-0 6,796

EOL ASA BRANCA VI 030520-0 6,796

EOL ASA BRANCA VIII 030508-1 6,796

EOL PEDRA BRANCA 030443-3 5,823

EOL SAO PEDRO DO LAGO 030456-5 5,823

EOL SETE GAMELEIRAS 030455-7 5,823

EOL COSTA BRANCA 030672-0 6,514




EOL CASA NOVA 5,993

EOL ATLANTICA I 030457-3 3,781

EOL ATLANTICA II 030462-0 3,781

EOL ATLANTICA IV 030461-1 3,781

EOL ATLANTICA V 030480-8 3,781

EOL DREEN BOA VISTA 030512-0 3,781

EOL DREEN OLHO DAGUA 030549-9 5,806

EOL OSORIO 3 (V.LITORAL) 030449-2 3,771

EOL CAETITE 2 030437-9 5,599

EOL CAETITE 3 030448-4 5,599

EOL JUREMAS 030660-6 6,507

EOL MACACOS 030661-4 6,514

EOL V.MORRO DO CHAPEU 030582-0 5,072

EOL PONTAL 2B 030460-3 3,404

EOL V.DO PARAZINHO 030596-0 5,072

EOL PEDRA PRETA 030671-1 6,514

EOL RENASCENCA I 030515-4 6,796

EOL RENASCENCA II 030516-2 6,796

EOL RENASCENCA III 030527-8 6,796

EOL RENASCENCA IV 030551-0 6,796

EOL V.DE SAO MIGUEL 030514-6 6,796

EOL VENTO FORMOSO 030595-2 5,072

EOL V.DE TIANGUA 030585-5 5,072

EOL V.DE TIANGUA NORTE 030584-7 5,072

EOL IBIRAPUITA I 030750-5 8,029

EOL CERRO CHATO IV 030784-0 7,917

EOL CERRO CHATO V 030786-6 7,929

EOL CERRO CHATO VI 030756-4 8,029

EOL CATAVENTOS PARACURU I 030777-7 6,092

EOL EMILIANA 030807-2 6,950

EOL JOANA 030801-3 6,947

EOL MODELO I 030787-4 7,498

EOL MODELO II 030788-2 7,485

EOL PAU FERRO 030805-6 5,977

EOL PEDRA DO GERONIMO 030806-4 5,977

EOL TACAICO 030789-0 5,971

EOL CHUI I 030767-0 6,163

EOL CHUI II 030790-4 6,158

EOL CHUI IV 030754-8 6,158




EOL CHUI V 030760-2 6,181

EOL SANTO ANTONIO DE PADUA 030916-8 6,087

EOL SAO CRISTOVAO 030912-5 6,092

EOL SAO JORGE 030911-7 6,090

EOL MINUANO I 030844-7 6,158

EOL MINUANO II 030791-2 6,163

EOL AMETISTA 030779-3 6,954

EOL BORGO 030837-4 6,932

EOL CAETITE 030792-0 6,954

EOL DOURADOS 030778-5 6,954

EOL ESPIGAO 030803-0 6,910

EOL MARON 030768-8 6,954

EOL PELOURINHO 030793-9 6,938

EOL PILOES 030776-9 6,954

EOL SERRA DO ESPINHACO 030802-1 6,929

EOL CERRO DO TRINDADE 030762-9 7,906

EOL VERACE I 030745-9 6,151

EOL VERACE II 030742-4 6,151

EOL VERACE III 030746-7 6,169

EOL VERACE IV 030741-6 6,181

EOL VERACE V 030829-3 6,181

EOL VERACE VI 030740-8 6,146

EOL VERACE VII 030747-5 6,181

EOL VERACE VIII 030755-6 6,169

EOL VERACE IX 030748-3 6,181

EOL VERACE X 030749-1 6,174

EOL ANGICAL 030732-7 3,595

EOL CAITITU 030739-4 3,617

EOL COQUEIRINHO 030738-6 3,624

EOL CORRUPIAO 030752-1 3,624

EOL INHAMBU 030751-3 3,638

EOL TAMANDUA MIRIM 030753-0 3,631

EOL TEIU 030731-9 3,603

EOL CAICARA 2 030858-7 4,690

EOL CAICARA DO NORTE 1 030859-5 4,690

EOL LANCHINHA 030860-9 4,688

EOL PELADO 030856-0 4,677

EOL VENTOS DE SANTO URIEL 030828-5 6,547

EOL FAMOSA I 030878-1 6,943




EOL PAU BRASIL 030809-9 6,926

EOL ROSADA 031125-1 6,961

EOL SAO PAULO 030815-3 6,932

EOL MALHADINHA I 030841-2 8,845

EOL MIASSABA IV 030429-8 4,690

EOL SANTA HELENA 030834-0 6,556

EOL SM 030864-1 6,556

EOL VENTOS DE SANTA ROSA 030783-1 8,872

EOL VENTOS DE SANTO INACIO 030808-0 8,872

EOL VENTOS DE SAO GERALDO 030785-8 8,872

EOL VENTOS DE SAO SEBASTIAO 030839-0 8,872

EOL CARCARA I 030832-3 6,959

EOL CARNAUBAS 030831-5 7,494

EOL REDUTO 030843-9 7,271

EOL SANTO CRISTO 030849-8 7,498

EOL SAO JOAO 028559-5 7,498

EOL VENTOS DA ANDORINHA 030944-3 8,016

EOL MARCO DOS VENTOS 1 030713-0 5,748

EOL MARCO DOS VENTOS 2 030714-9 5,748

EOL CATAVENTOS EMBUACA 030899-4 6,300

EOL BAIXA DO FEIJAO I 030932-0 6,875

EOL BAIXA DO FEIJAO II 030933-8 6,875

EOL BAIXA DO FEIJAO III 030934-6 6,875

EOL BAIXA DO FEIJAO IV 030931-1 6,875

EOL FORCA 1 030877-3 4,841

EOL FORCA 2 030883-8 4,854

EOL FORCA 3 030908-7 4,841

EOL VENTOS CAMPO FORMOSO I 030943-5 8,016

EOL VENTOS CAMPO FORMOSO II 031010-7 8,016

EOL MACAMBIRA I 031025-5 5,990

EOL MACAMBIRA II 031026-3 5,984

EOL CABECO PRETO III 031015-8 6,875

EOL CABECO PRETO V 030876-5 6,875

EOL CABECO PRETO VI 030900-1 6,867

EOL GOIABEIRA 030920-6 6,811

EOL VENTOS DO HORIZONTE 030925-7 6,786

EOL JANDAIA 030929-0 6,865

EOL SAO JANUARIO 030921-4 6,811

EOL UBATUBA 030918-4 6,779




EOL JANDAIA I 030907-9 6,811

EOL VENTOS DE MORRINHOS 030945-1 8,016

EOL NOSSA SENHORA DE FATIMA 030930-3 6,865

EOL PONTAL 3B 030901-0 4,852

EOL PITOMBEIRA 030926-5 6,854

EOL SANTA CATARINA 030924-9 6,796

EOL SAO CLEMENTE 030927-3 6,811

EOL VENTOS DO SERTAO 030946-0 8,016

EOL CAICARA I 030895-1 6,969

EOL CAICARA II 030915-0 6,940

EOL CARCARA II 030897-8 6,445

EOL JUNCO I 030902-8 6,969

EOL JUNCO II 030914-1 6,969

EOL TERRAL 030898-6 6,445

EOL MORRO DOS VENTOS II 030889-7 6,875

EOL VENTOS DO NORTE 1 030703-3 5,076







EOL DOIS RIACHOS 031121-9 11,253

EOL GRANJA VARGAS 1 031129-4 4,879

EOL SAO SALVADOR 031120-0 7,615

EOL ASSURUA II 031343-2 6,758

EOL ASSURUA V 031341-6 6,731

EOL ASSURUA VII 031356-4 6,705

EOL CAETITE A 031344-0 4,436

EOL CAETITE B 031342-4 4,436

EOL BARAUNAS I 031335-1 5,406

EOL ESPERANCA 031355-6 8,883

EOL DAMASCENA 031338-6 8,883

EOL MANICOBA 031337-8 8,883

EOL ACAUA 031433-1 4,584

EOL ANGICAL 2 031435-8 4,586

EOL ARAPAPA 031434-0 4,583

EOL CAITITU 2 031432-3 4,586

EOL CAITITU 3 031459-5 4,586




EOL CARCARA 031447-1 4,583

EOL CORRUPIAO 3 031458-7 4,586

EOL TEIU 2 031431-5 4,586

EOL BOM JESUS 031464-1 4,148

EOL CACHOEIRA 031463-3 4,147

EOL PITIMBU 031415-3 4,148

EOL SAO CAETANO 031466-8 4,151

EOL SAO CAETANO I 031465-0 4,148

EOL SAO GALVAO 031423-4 4,150

EOL CARNAUBA I 031626-1 4,793

EOL CARNAUBA II 031631-8 4,792

EOL CARNAUBA III 031632-6 4,790

EOL CARNAUBA V 031630-0 4,794

EOL CERVANTES I 031634-2 4,790

EOL CERVANTES II 031633-4 4,788

EOL PUNAU I 031629-6 4,794

EOL MUSSAMBE 031352-1 5,406

EOL MORRO BRANCO I 031336-0 5,406

EOL CABO VERDE 4 031516-8 3,914

EOL CABO VERDE 5 031515-0 3,893



EOL ABIL 031402-1 4,594

EOL ACACIA 031418-8 4,388

EOL ANGICO 031404-8 4,386

EOL FOLHA DE SERRA 031407-2 4,591

EOL JABUTICABA 031405-6 4,582

EOL JACARANDA DO CERRADO 031408-0 4,591

EOL TABOQUINHA 031406-4 4,390

EOL TABUA 031403-0 4,587

EOL VAQUETA 031424-2 4,594

EOL VENTOS DE SANTA BRIGIDA I 031365-3 4,274

EOL VENTOS DE SANTA BRIGIDA II 031363-7 4,280

EOL VENTOS DE SANTA BRIGIDA III 031354-8 4,280

EOL VENTOS DE SANTA BRIGIDA IV 031370-0 4,280

EOL VENTOS DE SANTA BRIGIDA V 031346-7 4,280

EOL VENTOS DE SANTA BRIGIDA VI 031353-0 4,280

EOL VENTOS DE SANTA BRIGIDA VII 031422-6 4,280

EOL VENTOS DE SANTA JOANA II 031361-0 4,450




EOL VENTOS DE SANTA JOANA IX 031417-0 3,130

EOL VENTOS DE SANTA JOANA VI 031367-0 4,450

EOL VENTOS DE SANTA JOANA VIII 031366-1 4,450

EOL VENTOS DE SANTA JOANA X 031393-9 3,130

EOL VENTOS DE SANTA JOANA XI 031388-2 3,130

EOL VENTOS DE SANTA JOANA XII 031414-5 3,130

EOL VENTOS DE SANTA JOANA XIII 031394-7 3,130

EOL VENTOS DE SANTA JOANA XIV 031368-8 4,450

EOL VENTOS DE SANTA JOANA XV 031416-1 3,130

EOL VENTOS DE SANTA JOANA XVI 031392-0 3,130

EOL VENTOS DE SANTO ONOFRE I 031364-5 4,450

EOL VENTOS DE SANTO ONOFRE II 031362-9 4,450

EOL VENTOS DE SANTO ONOFRE III 031886-8 4,450

EOL CAPAO DO INGLES 031510-9 5,274

EOL CAETITE C 031523-0 4,467

EOL CHUI 09 031517-6 5,454

EOL COXILHA SECA 031487-0 5,352

EOL SERRA DAS VACAS I 031537-0 4,263

EOL SERRA DAS VACAS II 031540-0 4,263

EOL SERRA DAS VACAS III 031560-5 4,263

EOL SERRA DAS VACAS IV 031574-5 4,263

EOL CURUPIRA 031535-4 5,246

EOL PONTAL 2A 031509-5 3,895

EOL FAZENDA VERA CRUZ 031536-2 5,245

EOL GALPOES 031477-3 5,266

EOL COQUEIRINHO 2 031518-4 4,578

EOL PAPAGAIO 031511-7 4,576

EOL ITAREMA I 031485-4 5,004

EOL ITAREMA II 031483-8 5,008

EOL ITAREMA III 031484-6 4,976

EOL ITAREMA V 031482-0 5,000

EOL VENTOS DE GUARAS I 031563-0 7,063

EOL POVO NOVO 031562-1 5,236

EOL VENTOS DE SANTA JOANA I 031581-8 4,427

EOL VENTOS DE SANTA JOANA III 031580-0 4,427

EOL VENTOS DE SANTA JOANA IV 031520-6 4,427

EOL VENTOS DE SANTA JOANA V 031538-9 4,427

EOL VENTOS DE SANTA JOANA VII 031597-4 4,427

EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO III 031662-8 4,427




EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO IV 031603-2 4,427

EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO V 031661-0 4,427

EOL VERACE 24 031561-3 5,455

EOL VERACE 25 031541-9 5,447

EOL VERACE 26 031559-1 5,452

EOL VERACE 27 031600-8 5,453

EOL VERACE 28 031578-8 5,451

EOL VERACE 29 031557-5 5,454

EOL VERACE 30 031602-4 5,454

EOL VERACE 31 031558-3 5,448

EOL VERACE 34 031601-6 5,452

EOL VERACE 35 031539-7 5,451

EOL VERACE 36 031610-5 5,456

EOL ARARA AZUL 032014-5 5,300

EOL BENTEVI 031999-6 5,294

EOL OURO VERDE I 031998-8 5,300

EOL OURO VERDE II 032000-5 5,301

EOL OURO VERDE III 032001-3 5,299

EOL AURA MANGUEIRA IV 031700-4 4,720

EOL AURA MANGUEIRA VI 031696-2 4,722

EOL AURA MANGUEIRA XI 031719-5 4,717

EOL AURA MANGUEIRA XII 031653-9 4,719

EOL AURA MANGUEIRA XIII 031646-6 4,718

EOL AURA MANGUEIRA XV 031647-4 4,719

EOL AURA MANGUEIRA XVII 031705-5 4,718

EOL AURA MIRIM IV 031663-6 4,718

EOL AURA MIRIM VI 031701-2 4,716

EOL AURA MIRIM VIII 031699-7 4,716

EOL BANDA DE COURO 031607-5 5,056

EOL BARAUNAS II 031667-9 5,048

EOL BONS VENTOS CACIMBAS 2 031644-0 4,520





EOL ITAGUACU DA BAHIA 031775-6 5,018

EOL VENTOS DE SANTA LUIZA 031794-2 5,018

EOL VENTOS DE SANTA MADALENA 031773-0 5,018

EOL VENTOS DE SANTA MARCELLA 031797-7 5,018




EOL VENTOS DE SANTA VERA 031774-8 5,018

EOL VENTOS DE SANTO ANTONIO 031800-0 5,018

EOL VENTOS DE SAO BENTO 031772-1 5,018

EOL VENTOS DE SAO CIRILO 031833-7 5,018

EOL VENTOS DE SAO JOAO 031799-3 5,018

EOL VENTOS DE SAO RAFAEL 031803-5 5,018

EOL ASSURUA I 031615-6 5,019

EOL ASSURUA VI 031604-0 5,019

EOL CAPOEIRAS I 031650-4 5,016

EOL CAPOEIRAS II 031628-8 5,019

EOL CURRAL DE PEDRAS III 031609-1 5,019

EOL CURRAL DE PEDRAS IV 031577-0 5,011

EOL AROEIRA 031801-9 5,301

EOL JERICO 031802-7 5,301

EOL UMBUZEIROS 031826-4 5,301

EOL CASA NOVA II 031519-2 4,843

EOL CASA NOVA III 031524-9 4,840

EOL PEDRA CHEIROSA 031736-5 4,418

EOL PEDRA CHEIROSA II 031698-9 4,417

EOL UMBURANAS 1 031738-1 5,052

EOL UMBURANAS 10 031742-0 5,047

EOL UMBURANAS 11 031744-6 5,041

EOL UMBURANAS 12 031751-9 5,049

EOL UMBURANAS 13 031752-7 5,045

EOL UMBURANAS 14 031753-5 5,051

EOL UMBURANAS 15 031754-3 5,045

EOL UMBURANAS 16 031755-1 5,052

EOL UMBURANAS 18 031756-0 5,034









EOL AVENTURA I 031887-6 5,675

EOL CABECO VERMELHO 031651-2 5,301

EOL CABECO VERMELHO II 031665-2 5,297




EOL TAMANDUA MIRIM 2 031606-7 5,003

EOL CATANDUBA I 031605-9 5,301

EOL CATANDUBA II 031608-3 5,301

EOL TESTA BRANCA I 031666-0 4,526

EOL SANTA ROSA 031829-9 5,215

EOL UIRAPURU 031830-2 5,233

EOL VENTOS DE ANGELIM 032015-3 5,225

EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO I 031746-2 4,672

EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO II 031747-0 4,673

EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO VI 031766-7 4,673

EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO VII 031749-7 4,672

EOL VENTOS DE SANTO AUGUSTO VIII 031767-5 4,672

EOL VENTOS DE SANTO ESTEVAO I 031761-6 4,673

EOL VENTOS DE SANTO ESTEVAO II 031762-4 4,673

EOL VENTOS DE SANTO ESTEVAO III 031763-2 4,673

EOL VENTOS DE SANTO ESTEVAO V 031764-0 4,673

EOL SERRA DO MEL I 031664-4 4,818

EOL SERRA DO MEL II 031841-8 4,818

EOL SERRA DO MEL III 032040-4 4,818

EOL UNIAO DOS VENTOS 15 031642-3 5,680


EOL VENTOS DA BAHIA II 031758-6 4,921

EOL VENTOS DA BAHIA VIII 031771-3 4,921




EOL VILA AMAZONAS V 031750-0 4,821

EOL VILA PARA I 031759-4 4,821

EOL VILA PARA II 031757-8 4,821

EOL VILA PARA III 031765-9 4,821

EOL AURA MANGUEIRA VII 031805-1 6,176

EOL AURA MIRIM II 031806-0 6,178

EOL SANTANA I 031810-8 6,271

EOL SANTANA II 031811-6 6,264

EOL CALANGO 6 031812-4 6,271

EOL ITAREMA IV 031813-2 6,861

EOL ITAREMA IX 031814-0 6,883

EOL ITAREMA VI 031815-9 6,868

EOL ITAREMA VII 031816-7 6,861




EOL ITAREMA VIII 031817-5 6,861

EOL AURA LAGOA DO BARRO 01 5,334







EOL AURA QUEIMADA NOVA 03 5,315

EOL LARANJEIRAS III 5,785

EOL LARANJEIRAS IX 5,783

EOL CAMPO LARGO III 5,797

EOL CAMPO LARGO IV 5,797

EOL CAMPO LARGO V 5,797

EOL CAMPO LARGO VI 5,797

EOL CAMPO LARGO VII 5,797

EOL CAMPO LARGO XXI 5,798

EOL UMBURANAS 17 5,795





EOL SAO BENTO DO NORTE I 5,161

EOL SAO BENTO DO NORTE II 5,161

EOL SAO BENTO DO NORTE III 5,161

EOL SAO MIGUEL I 5,161

EOL SAO MIGUEL II 5,161

EOL SAO MIGUEL III 5,161

EOL VENTOS DA SANTA DULCE 5,548

EOL VENTOS DA SANTA ESPERANCA 5,548

EOL VENTOS DO SAO MARIO 5,548

EOL VENTOS DO SAO PAULO 5,548

EOL BOA ESPERANCA I 5,114

EOL VENTOS DE SAO VIRGILIO 02 5,348

EOL ASSURUA III 6,136

EOL ASSURUA IV 6,164

EOL CAPOEIRAS III 6,161

EOL CURRAL DE PEDRAS I 6,148

EOL CURRAL DE PEDRAS II 6,164




EOL DIAMANTE II 6,145

EOL DIAMANTE III 6,145

EOL LARANJEIRAS I 6,161

EOL LARANJEIRAS II 6,164

EOL LARANJEIRAS V 6,158

EOL PEDRA RAJADA 4,966

EOL PEDRA RAJADA II 4,966

EOL DREEN CUTIA 030701-7 5,028

EOL DREEN GUAJIRU 030699-1 5,026

EOL ESPERANCA DO NORDESTE 5,032

EOL GE JANGADA 030700-9 5,032

EOL GE MARIA HELENA 030702-5 5,032

EOL PARAISO VENTOS DO NE 5,032

EOL POTIGUAR 028655-9 5,032

EOL DELFINA I 5,498

EOL DELFINA II 5,498

EOL DELFINA V 5,498

EOL SERRA DAS VACAS V 4,712

EOL SERRA DAS VACAS VII 4,712

EOL MULUNGU 5,267

EOL PAU SANTO 5,216

EOL QUINA 5,214

EOL VENTOS DE SANTO ESTEVAO IV 5,272

EOL VENTOS DE SANTO ONOFRE IV 5,272



EOL CRISTALANDIA I 4,376

EOL CRISTALANDIA II 4,376

EOL CRISTALANDIA III 4,376

PCH INDAIA GRANDE (FIGUEIRA) 030078-0 5,837

PCH INDAIAZINHO (GUATAMBU) 030079-9 5,837

PCH PASSO DO MEIO 001999-2 4,400

PCH PEZZI 028988-4 3,983

PCH SERRA DOS CAVALINHOS II 030337-2 3,983

PCH SERRA DOS CAVALINHOS I 5,374

UFV FONTES SOLAR I 032372-1 5,533

UFV FONTES SOLAR II 032373-0 5,533

UFV COREMAS I 4,076

UFV ITUVERAVA 1 5,173










UFV SOLAR CAETITE 1 5,271



UFV CAETITE I 5,218

UFV CAETITE II 5,218

UFV CAETITE IV 5,218

UFV CAETITE V 5,214

UHE TRES IRMAOS 002873-8 5,196

UHE 14 DE JULHO (CERAN) 000012-4 4,463

UHE AGUA VERMELHA 000041-8 5,241

UHE AIMORES 000042-6 2,934

UHE APOLONIO SALES (MOXOTO) 001510-5 5,532

UHE B.DOS COQUEIROS (GERDAU) 028757-1 5,957

UHE BAGUARI 029453-5 3,100

UHE BALBINA 000190-2 3,257

UHE BARRA GRANDE 027556-5 5,035

UHE BOA ESPERANCA 000267-4 4,089

UHE CACHOEIRA DOURADA - RB 000528-2 6,175

UHE CACU (GERDAU) 028756-3 6,520

UHE CAMPOS NOVOS 027401-1 4,963

UHE CANA BRAVA 000630-0 4,978

UHE CAPIVARA 000657-2 5,168

UHE CASTRO ALVES (CERAN) 000718-8 4,463

UHE CHAVANTES 000764-1 4,557

UHE CORUMBA I 000866-4 4,920

UHE DARDANELOS 029597-3 7,921

UHE DONA FRANCISCA 027012-1 4,793

UHE EMBORCACAO 027115-2 4,710

UHE ESTREITO(L.C.BARRETO) 000917-2 4,589

UHE FOZ DO RIO CLARO 029455-1 6,004

UHE FURNAS 001007-3 4,138

UHE GOV. BENTO MUNHOZ(AREIA) 000984-9 4,822

UHE GOV. PARIGOT SOUZA 001042-1 3,683




UHE GUILMAN AMORIM 001079-0 2,701

UHE HENRY BORDEN - RB 001084-7 3,466

UHE ILHA SOLTEIRA 001120-7 5,390

UHE IRAPE 001146-0 4,290

UHE ITA 001152-5 4,936

UHE ITAIPU 001161-4 4,300

UHE ITAPARICA (SL GONZAGA) 001174-6 5,307

UHE ITAPEBI 001175-4 2,786

UHE ITAUBA 027019-9 4,888

UHE ITIQUIRA(I,II) 027244-2 6,402

UHE ITUMBIARA 001194-0 5,048

UHE JAGUARA 001225-4 4,574

UHE JUPIA - RB 001282-3 5,333

UHE JURUMIRIM (A.A.LAYDNER) 001285-8 3,972

UHE LAJEADO 001304-8 5,124

UHE MACHADINHO 001356-0 4,854

UHE MANSO 001401-0 6,717

UHE MARIMBONDO 001417-6 5,121

UHE MASCARENHAS DE MORAES (PEIXE) 002038-9 4,449

UHE MAUA 029598-1 4,310

UHE MONTE CLARO (CERAN) 027968-4 4,463

UHE NOVA PONTE 001574-1 4,616

UHE PASSO FUNDO 002001-0 5,289

UHE PASSO REAL 002003-6 4,692

UHE PAULO AFONSO I 002012-5 5,622

UHE PAULO AFONSO II 027048-2 5,622

UHE PAULO AFONSO III 027049-0 5,622

UHE PAULO AFONSO IV 027050-4 5,390

UHE PEDRA DO CAVALO 028565-0 3,813

UHE PEIXE ANGICAL 028353-3 4,936

UHE PIRAJU 002077-0 4,309

UHE PONTE DE PEDRA 002103-2 6,402

UHE PORTO ESTRELA 027196-9 2,802

UHE PORTO PRIMAVERA(S.MOTTA) 002127-0 5,573

UHE SA CARVALHO 002563-1 2,017

UHE SALTO 028758-0 6,163

UHE SALTO CAXIAS (G.J.RICHA) 002591-7 5,251

UHE SALTO DO RIO VERDINHO 028760-1 6,132

UHE SALTO OSORIO 002659-0 5,278




UHE SALTO SANTIAGO 002672-7 5,056

UHE SALTO SEGREDO(GOV.N.BRAGA) 002715-4 5,378

UHE SAMUEL 002687-5 9,071

UHE SAO SALVADOR 028567-6 5,616

UHE SAO SIMAO 002704-9 5,249

UHE SERRA DA MESA 002731-6 4,891

UHE SOBRADINHO 002755-3 5,278

UHE TAQUARUCU 002821-5 5,340

UHE TRES MARIAS 027113-6 4,444

UHE TUCURUI 002889-4 5,120

UHE VOLTA GRANDE 003045-7 4,904

UHE XINGO 027053-9 5,359

UHE FOZ DO CHAPECO 028354-1 6,047

UHE ESTREITO 028863-2 7,126

UHE SANTO ANTONIO(RO) 029707-0 20,531

UHE BAIXO IGUACU 030923-0 5,342

UHE JIRAU 029736-4 17,583

UHE PIMENTAL BELO MONTE 030354-2 7,243

UHE BELO MONTE 030354-2 7,072

UHE FERREIRA GOMES 030385-2 6,925

UHE COLIDER 030422-0 10,582

UHE GARIBALDI 030415-8 4,448

UHE SANTO ANTONIO DO JARI 026792-9 5,992

UHE TELES PIRES 030557-0 12,130

UHE SAO ROQUE 030938-9 5,305

UHE CACHOEIRA CALDEIRAO 031186-3 6,214

UHE SINOP 031428-5 7,040

UHE SAO MANOEL 031444-7 4,874

UHE SANTO ANTONIO 230 KV 029707-0 11,650

UTE CSP 031241-0 4,119

UTE AMANDINA 030115-9 5,392

UTE ANGRA I 000100-7 4,056

UTE ANGRA II 000101-5 4,056

UTE ARAUCARIA 027733-9 3,854

UTE BERNECK 029993-6 3,546

UTE CAMACARI 027933-1 4,145

UTE CAMACARI MURICY (ECM) 029554-0 4,247

UTE CAMACARI POLO (AREMBEPE) 029555-8 4,247

UTE CANDIOTA III (CGTEE) 029767-4 5,266




UTE CELSO FURTADO(TERMOBAHIA) 027263-9 4,050

UTE CHARQUEADAS 000760-9 3,576

UTE CMPC 030666-5 4,487

UTE CRISTIANO ROCHA 029499-3 3,203

UTE DO ATLANTICO (CSA) 029587-6 3,757

UTE ELDORADO 029193-5 5,519

UTE EUZEBIO ROCHA (CUBATAO) 028014-3 3,499

UTE FERNANDO GASPARIAN - RB 028191-3 3,743

UTE FORTALEZA 028357-6 4,717

UTE GLOBAL I (CANDEIAS) 029653-8 4,050

UTE GLOBAL II (CANDEIAS) 029639-2 4,050

UTE GOIANIA II (BRENTECH) 029460-8 4,700

UTE J.S.PEREIRA(TERMOACU) 028225-1 5,389

UTE JORGE LACERDA A - RB 001260-2 4,040

UTE JORGE LACERDA B 027093-8 4,040

UTE JORGE LACERDA C 027094-6 4,040

UTE MARANHAO V 030203-1 4,730

UTE MARIO LAGO(TERMOMACAE) 028029-1 3,579

UTE MC2 NOVA VENECIA II 030196-5 4,730

UTE NARDINI - RB 030105-1 6,333

UTE NORTE FLUMINENSE 001544-0 3,579

UTE NOVA OLINDA I (GERANORTE) 029668-6 4,431

UTE PALMEIRAS DE GOIAS 001946-1 5,238

UTE PARNAIBA IV 031193-6 4,736

UTE PAU FERRO I (EPESA) 029561-2 4,512

UTE PILAR 031106-5 4,699

UTE PIRATININGA - RB 002082-6 3,743

UTE PRES.MEDICI A,B 002150-4 5,266

UTE QUIRINOPOLIS (UJS) 029268-0 6,021

UTE SAO JERONIMO - RB 026829-1 4,042

UTE SEPE TIARAJU (CANOAS) 028038-0 4,267

UTE SUZANO 030959-1 4,483

UTE TERMOCEARA 028358-4 4,718

UTE TERMOMANAUS (EPESA) 029562-0 4,512

UTE TERMONORTE II 028033-0 5,990

UTE TERMOPERNAMBUCO 028031-3 4,772

UTE TROPICAL BIOENERGIA II 031769-1 5,697

UTE URUGUAIANA 002913-0 6,121

UTE U-50 030438-7 4,763




UTE VERACEL 029014-9 2,761

UTE PORTO DO ITAQUI 029700-3 4,732

UTE PORTO PECEM I 029720-8 8,518

UTE SUAPE II 029719-4 5,644

UTE CAMPINA GRANDE 000612-2 2,718

UTE TERMONORDESTE(EPASA) 029641-4 3,201

UTE TERMOPARAIBA(EPASA) 029638-4 1,639

UTE TOCANTINOPOLIS (GERANORTE) 029705-4 7,579

UTE VIANA 029664-3 0,503

UTE AGUA EMENDADA 030039-0 7,151

UTE BOA VISTA 029588-4 7,323

UTE ALTO TAQUARI(BRENCO) 030038-1 7,151

UTE COSTA RICA 030037-3 6,927

UTE MORRO VERMELHO(BRENCO) 030040-3 7,151

UTE JATAI (COSAN) 030043-8 7,151

UTE PORTO DAS AGUAS 029999-5 6,927

UTE CACU I 030025-0 7,313

UTE SANTA LUZIA I 030006-3 6,607

UTE MC2 CAMACARI 2 030231-7 3,717

UTE MC2 CAMACARI 3 030200-7 3,717

UTE MC2 GOVERNADOR MANGABEIRA 030235-0 3,828

UTE MC2 SANTO ANTONIO DE JESUS 030234-1 3,515

UTE MC2 SAPEACU 030233-3 3,991

UTE MC2 NOSSA SENHORA DO SOCORRO 030623-1 6,439

UTE MARANHAO IV 030202-3 1,846

UTE MC2 PECEM II 030237-6 6,439

UTE PERNAMBUCO III 030120-5 4,863

UTE PORTO PECEM II 030098-5 6,439

UTE MARANHAO III 030800-5 5,857

UTE BAIXADA FLUMINENSE 030769-6 3,979

UTE IACO 030269-4 6,570

UTE TROPICAL BIOENERGIA 030080-2 5,113

UTE CANTO DO BURITI 031347-5 4,807

UTE CAMPO GRANDE 031326-2 4,586

UTE ERB CANDEIAS 030979-6 3,935

UTE MAUA 3 031888-4 2,861

UTE NOVO TEMPO 5,023

UTE RIO GRANDE 5,820

UTE PAMPA SUL 5,725




UTE ACRE 14,187

UTE COSTA RICA I 6,329

UTE BOLTBAH 3,337

UTE PORTO DE SERGIPE I 5,407



ANEXO II - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS A CONSUMIDORES LIVRES, CONSUMIDORES POTENCIALMENTE LIVRES E AUTOPRODUTORES, COM UNIDADES CONSUMIDORAS CONECTADAS À REDE BÁSICA

CONSUMIDOR LIVRE PONTO DE CONEXÃO Nº da barra

U.F.

TUST-RB PONTA

TUST-RB FORA PONTA

(R$/kW.mês) (R$/kW.mês)

AGRO ENERGIA - UTE SANTA LUZIA I (CARGA) BRILHANTE---230 (CARGA UTE S.LUZIA I) 1087 MS 1,000 0,929

ALBRÁS VILA DO CONDE---230 6461 PA 1,310 1,270

ALCOA - MG* POÇOS DE CALDAS---138 170 MG 1,572 + 0,549 1,569 + 0,549

ALUMAR SÃO LUIS II---230 5551 MA 1,316 1,251

ALUNORTE (CPL) VILA DO CONDE---230 6461 PA 1,310 1,270

ANGLO AMERICAN (BARRO ALTO) ANGLO AMERICAN (BARRO ALTO)---230 229 GO 1,702 1,667

ANGLO AMERICAN (CODEMIN) NIQUELÂNDIA---230 787 GO 1,342 1,284

ANGLO AMERICAN MINÉRIO DE FERRO BRASIL (Anglo Ferrous) ITABIRA 2---230 1534 MG 2,231 2,275

ANGLOGOLD ASHANTI CÓRREGO DO SÍTIO MINERAÇÃO (SÃO BENTO MINERAÇÃO) BARÃO COCAIS 2---230 9006 MG 2,143 2,187

ANGLOGOLD ASHANTI MINERAÇÃO ( ANTIGA MINA CUIABÁ) ANGLO-GOLD---230 1497 MG 2,079 2,112

APERAM (ex.ARCELORMITTAL INOX BRASIL ex.ACESITA) ACESITA---230 1596 MG 2,119 2,192

ARCELORMITTAL BRASIL (MONLEVADE/BELGO) MONLEVADE 2---230 1520 MG 2,299 2,363

BERNECK C.INDUSTRIAL---230 815 PR 1,783 1,819

BRASKEM - RS (COPESUL) POLO PETROQUÍMICO---230 1204 RS 1,625 1,648

BRASKEM - RS (OPP) POLO PETROQUÍMICO---230 1204 RS 1,625 1,648

BRASKEM CAMAÇARI UCS/UPVC (CQR) CAMAÇARI II---230 5751 BA 1,343 1,349

BRASKEM CAMAÇARI UNIB-BA (COPENE) CAMAÇARI II---230 5751 BA 1,343 1,349

BRASKEM UCS-AL (TRIKEM) RIO LARGO 2---230 5111 AL 1,472 1,430




U.F.

TUST-RB PONTA

TUST-RB FORA PONTA


BRENCO UTE COSTA RICA (CARGA) CHAPADÃO---230 1089 MS 0,927 0,849

BRENCO UTE MORRO VEMELHO (CARGA) JATAÍ---230 1084 GO 0,879 0,795

BRF - BRASIL FOODS (SADIA) SADIA---230 4590 MT 1,017 1,284

CARAMURU PARANAÍBA---230 2978 GO 1,091 1,050

CASTERTECH CASTERTECH---230 9278 RS 1,707 1,753

CBA CABREÚVA---230 590 SP 1,819 1,860

CBA CBA-----440 603 SP 1,706 1,719

CMPC CELULOSE RIOGRANDENSE GUAIBA 2---230 1199 RS 1,687 1,725

COMPANHIA DE CIMENTO PARAÍBA NORFIL---230 5212 PB 1,349 1,329

COMPANHIA INDUSTRIAL DE CIMENTO APODI APODI----230 5337 RN 1,181 1,173

COSAN (UTE JATAÍ - CARGA) JATAÍ---230 1084 GO 0,879 0,795

COTEMINAS - COMPANHIA PETROQUÍMICA DO SUL COTEMINAS---230 5216 PB 1,053 0,966

CSN-ARAUCÁRIA (CISA) CISA---230 813 PR 1,657 1,670

DOW BRASIL NORDESTE JACARACANGA---230 5822 BA 1,301 1,309

DOW CORNING METAIS (GLOBE METAIS) TUCURUÍ---230 6416 PA 1,044 0,966

EKA BAHIA ITAPEBI-SE---230 5970 BA 1,847 1,868

ELIZABETH CIMENTOS NORFIL---230 5212 PB 1,349 1,329

ENERGIAS SUSTENTÁVEIS (CARGA UHE JIRAU) JIRAU---230 6862 RO 0,000 0,000

FAFEN - SE (PETROBRAS) JARDIM---230 5721 SE 1,202 1,166

FERBASA CATU---230 5782 BA 1,879 2,344

FIBRAPLAC FIBRAPLAC---230 1315 RS 1,606 1,609

GERDAU AÇONORTE - PE BONGI---230 5152 PE 1,409 1,395




U.F.

TUST-RB PONTA

TUST-RB FORA PONTA


GERDAU - USIBA - BA COTEGIPE---230 5802 BA 1,419 1,474

GERDAU AÇOS LONGOS-SP GERDAU---440 585 SP 1,714 1,735

GUSA NORDESTE IMPERATRIZ---230 5591 MA 1,138 1,070

GV DO BRASIL GV BRASIL---230 9123 SP 1,914 1,986

INNOVA POLO PETROQUÍMICO---230 1204 RS 1,625 1,648

KINROSS BRASIL MINERAÇÃO (RIO PARACATU) PARACATU 4---500 3008 MG 1,221 1,181

KLABIN CELULOSE KLABIN---230 9988 PR 1,635 1,702

KLABIN MONTE ALEGRE KLABIN---230 9988 PR 1,635 1,702

LANXESS (ANTIGA DSM - ELASTÔMEROS) POLO PETROQUÍMICO---230 1204 RS 1,625 1,648

LANXESS (ANTIGA PETROFLEX) POLO PETROQUÍMICO---230 1204 RS 1,625 1,648

LIBRA LIGAS DO BRASIL LIBRA---230 5422 CE 1,245 1,219

LINDE GASES ACESITA---230 1596 MG 2,119 2,192

MINERAÇÃO CARAÍBA JAGUARARI---230 6321 BA 1,344 1,395

MINERAÇÃO MARACÁ ITAPACI---230 2988 GO 2,016 2,000

MINERAÇÃO PARAGOMINAS VILA DO CONDE---230 6461 PA 1,310 1,270

MIRABELA MINERAÇÃO BRASIL MIRABELA---230 5912 BA 1,969 2,034

NORFIL NORFIL---230 5212 PB 1,349 1,329

NOVA ERA SILICON NOVA ERA 2---230 1545 MG 2,124 2,157

OXITENO POLO PETROQUÍMICO---230 1204 RS 1,625 1,648

PARANAPANEMA (CARAÍBA METAIS) CAMAÇARI II---230 5751 BA 1,343 1,349

PISF (PROJETO DE INTEGRAÇÃO DO RIO SÃO FRANCISCO) B.NOME---230 5401 PE 0,970 0,909




U.F.

TUST-RB PONTA

TUST-RB FORA PONTA


PISF (PROJETO DE INTEGRAÇÃO DO RIO SÃO FRANCISCO) FLORETA II---230 5420 CE 0,867 0,799

REFINARIA ABREU E LIMA - RNEST SUAPE II---230 5361 PE 1,105 1,028

REPAR - REFINARIA PRES. GETÚLIO VARGAS REPAR---230 9399 PR 1,718 1,738

RIMA INDUSTRIA S.A.** MONTES CLAROS 2---138 342 MG 1,425 + 0,116 1,416 + 0,116

RIO CLARO AGROINDUSTRIAL (CARGA UTE CAÇU I) B.COQUEIROS---230 9444 MG 0,734 0,633

SAMARCO GERMANO MARIANA(SAMARCO)---345 4040 MG 1,735 1,740

SCHINCARIOL - BA SCHINCARIOL---230 5731 BA 1,699 2,069

SOLVAY SOLVAY---440 9102 SP 1,722 1,741

SUZANO IMPERATRIZ---230 5591 MA 1,138 1,070

TOYOTA TOYOTA---230 9106 SP 1,897 1,959

UNIPAR CARBOCLORO CARBOCLORO---230 477 SP 1,797 1,803

USIMINAS 1 USIMINAS 1---230 9040 MG 1,895 1,909

USIMINAS 2 USIMINAS 2---230 9045 MG 1,846 1,856

UTE AGUA EMENDADA (CARGA) JATAÍ---230 1084 GO 0,879 0,795

UTE ALTO TAQUARI (CARGA) JATAÍ---230 1084 GO 0,879 0,795

UTE AMANDINA (CARGA) IVINHEMA---230 (CARGA UTE AMANDINA) 1088 MS 1,055 0,972

UTE CELSO FURTADO (CARGA-RELAM) JACARACANGA---230 5822 BA 1,301 1,309

UTE CSP (CARGA) PECEM II---230 5371 CE 1,091 0,994

UTE DO ATLÂNTICO (CARGA) ZONA OESTE---500 9601 RJ 1,610 1,600

UTE ELDORADO (CARGA) BRILHANTE---230 (CARGA UTE S.LUZIA I) 1087 MS 1,000 0,929

UTE IACO (CARGA) CHAPADÃO---230 1089 MS 0,927 0,849




U.F.

TUST-RB PONTA

TUST-RB FORA PONTA


UTE MARANHÃO III (CARGA) S.A.LOPES---500 5645 MA 1,067 0,980

UTE QUIRINÓPOLIS (CARGA) QUIRINÓPOLIS---230 9450 GO 0,678 0,569

UTE TROPICAL BIOENERGIA (CARGA) EDEIA---230 3018 GO 1,142 1,172

VALE ITABIRA ITABIRA 2---230 1534 MG 2,231 2,275

VALE MANGANÊS (RDM/SIBRA) COTEGIPE---230 5802 BA 1,419 1,474

VALE MINA CARAJÁS CARAJÁS(SE-09)---230 6407 PA 1,316 1,264

VALE MINA CONCEIÇÃO ITABIRA 4---230 9024 MG 2,206 2,248

VALE MINA DE BRUCUTU BARÃO COCAIS 3---230 9004 MG 2,241 2,295

VALE MOP (MINERAÇÃO ONÇA PUMA) INTEGRADORA-230 6561 PA 1,750 1,736

VALE MSS - SOSSEGO INTEGRADORA-230 6561 PA 1,750 1,736

VALE PELOTIZAÇÃO SÃO LUIS II---230 5551 MA 1,316 1,251

VALE PORTO DA MADEIRA SÃO LUIS II---230 5551 MA 1,316 1,251

VALE POTÁSSIO NORDESTE S.A. (Antiga CVRD – SERGIPE - ARACAJU) JARDIM---230 5721 SE 1,202 1,166

VALE PROJETO MINA SERRA SUL INTEGRADORA-230 6561 PA 1,750 1,736

VALE SALOBO CARAJÁS(SE-09)---230 6407 PA 1,316 1,264

VALE ÁGUA LIMPA (MONLEVADE) MONLEVADE 2---230 1520 MG 2,299 2,363

VALLOUREC & SUMITOMO TUBOS DO BRASIL VALLOUREC---345 9013 MG 1,715 1,728

VERACEL ITAPEBI-SE---230 5970 BA 1,847 1,868

VIPAL BORRACHAS NOVA PRATA 2---230 1228 RS 1,475 1,454

VOTORANTIM METAIS NÍQUEL NIQUELÂNDIA---230 787 GO 1,342 1,284

VOTORANTIM SIDERÚRGICA BARRA MANSA (SBM) S.B.MANSA-500 87 RJ 1,588 1,581




U.F.

TUST-RB PONTA

TUST-RB FORA PONTA


WHITE MARTINS - IPATINGA / MESQUITA -1 - MG USIMINAS 1---230 9040 MG 1,895 1,909

WHITE MARTINS - IPATINGA / MESQUITA -2 - MG USIMINAS 2---230 9045 MG 1,846 1,856

WHITE MARTINS - MONLEVADE MONLEVADE 2---230 1520 MG 2,299 2,363

WHITE MARTINS - PÓLO PETROQUÍMICO -RS POLO PETROQUÍMICO---230 1204 RS 1,625 1,648

WHITE MARTINS BARÃO DE COCAIS BARÃO COCAIS 2---230 9006 MG 2,143 2,187

WHITE MARTINS JECEABA VALLOUREC---345 9013 MG 1,715 1,728

*Acesso excepcionalmente caracterizado como direto à Rede Básica por meio da REA nº 501, de 4 de abril de 2006, com pagamento de TUST-RB e TUST-FR.

**Conforme Despacho nº 4.909, de 20 de dezembro de 2011.



ANEXO II-A – TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO - TUST ENCARGOS - CDE APLICÁVEIS A CONSUMIDORES LIVRES, CONSUMIDORES POTENCIALMENTE LIVRES E AUTOPRODUTORES, COM UNIDADES CONSUMIDORAS CONECTADAS À REDE BÁSICA

TUST ENCARGOS – 2015-2016* (R$/MWh)

REGIME TRIBUTAÇÃO CDE(S/SE/CO) CDE ( N/NE)

Não-cumulativo 58,18 12,85

Cumulativo 54,80 12,10 *Valores com tributos: Não-cumulativo: PIS/COFINS (9,25%); Cumulativo: PIS/COFINS (3,65%)

ANEXO III - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS AOS AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE EXPORTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (TUST imp/exp)

AGENTES DE IMPORTAÇÃO E DE EXPORTAÇÃO

TUST IMP/EXP

(R$/MWh)

INT. CONV.GARABI I(S.ANGELO) 5,065

INT. CONV.GARABI II(ITA) 5,065

INT. CONV.RIVERA(LIVRAMENTO) 5,154

INT. CONV.URUGUAIANA 4,731

* aplicáveis em horário único, sem distinção entre ponta e fora de ponta.

ANEXO III-A – TARIFAS DE USO DAS INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS (TUII)

INTERLIGAÇÃO INTERNACIONAL*

RECEITA (R$) Capacidade (MW)** Fator "f" TUII (R$/MWh)

Garabi I (S.ANGELO) 148.229.033,73 1050 1,538 24,787

Garabi II (ITÁ) 153.980.126,10 1050 1,538 25,748

Paso de los Libres (Uruguaiana) 8.540.481,64 50 1,538 29,991


*Equiparadas à transmissoras por meio das Portarias do Ministério de Minas e Energia nos. 210 e 211, de 4 de abril de 2011 e 624, de 25 de novembro de 2014

** Conforme CPST nº 007 e 008/2011 e 023/2014 e Portaria MME 81/2015



ANEXO IV – TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS ÀS CENTRAIS DE GERAÇÃO COM CONTRATAÇÃO EM CARÁTER TEMPORÁRIO (TUSTTEMP)

GERADOR TUSTTEMP

(R$/MWh)

UTE Uruguaiana 12,897

UTE Pilar (ONFA) 9,901




ANEXO V - TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO APLICÁVEIS ÀS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO.

Concessionária nº da barra

Ponto de Conexão

TUST-RB (R$/kW.mês)

TUST-FR (R$/kW.mês)

Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

AES-SUL

1185 ALEGRETE 2---069 1,627 1,645 1,351 1,351

2068 CACHOEIRINHA 1---138 1,667 1,704 1,695 1,695

9201 CAMPO BOM---023 1,660 1,704 0,771 0,771

1196 CAMPO BOM---069 1,660 1,704 0,436 0,436

9591 CANDELÁRIA---069 1,490 1,471 0,188 0,188

1324 CANOAS 1---023 1,685 1,723 0,108 0,108

9214 CANOAS 3---138 1,668 1,705 1,695 1,695

1203 CHARQUEADAS---069 1,728 1,759 0,366 0,366

1257 C.INDUSTRIAL---138 1,668 1,706 0,264 0,264

1258 C.INDUSTRIAL---230 1,661 1,697 N/A N/A

9207 C.INDUSTRIAL---023 1,661 1,697 0,526 0,526

9284 GRAVATAÍ 2---023 1,639 1,663 0,520 0,520

1216 JACUÍ---138 1,453 1,429 1,271 1,271

1220 JACUÍ---023 1,453 1,429 1,780 1,780

2081 LAJEADO 2---069 1,785 1,847 0,424 0,424

9203 LIVRAMENTO 2---013 1,289 1,245 1,229 1,229

9204 LIVRAMENTO 2---069 1,289 1,245 1,229 1,229

9782 Lajeado3---069 1,783 1,845 0,201 0,201

1235 MAÇAMBARÁ---069 1,606 1,626 0,768 0,768

1266 PORTO ALEGRE 9---069 1,705 1,748 0,231 0,231

2077 POLO PETROQUÍMICO---069 1,633 1,658 0,513 0,513

1204 POLO PETROQUÍMICO---230 1,625 1,648 N/A N/A

1253 SÃO BORJA 2---069 1,589 1,612 0,713 0,713

9209 SCHARLAU---023 1,692 1,738 0,275 0,275

2090 SCHARLAU---138 1,677 1,718 0,231 0,231

2088 SANTA CRUZ 1---069 1,612 1,610 0,333 0,333

1309 SANTA CRUZ 1---013 1,612 1,610 1,077 1,077

2087 SANTA MARIA 3---069 1,642 1,646 0,406 0,406

1383 S.Maria 3--138 1,642 1,646 0,049 0,049

1289 SÃO VICENTE SUL---069 1,711 1,737 0,730 0,730

1208 TRIUNFO---069 1,728 1,759 0,932 0,932

1295 URUGUAIANA 5---069 1,665 1,693 0,574 0,574

1298 VENÂNCIO AIRES---069 1,797 1,879 0,543 0,543




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

AME

8512 J.TEIXEI---138 1,591 1,551 0,905 0,905

8751 LECHUGA---138 1,547 1,505 1,044 1,044

8523 MANAUS-1---069 1,639 1,607 1,117 1,117

8532 MAUA 3---138 1,622 1,586 0,984 0,984

8544 P.FIGUEI---013 1,454 1,402 0,625 0,625

8451 SILVES---138 1,315 1,255 3,252 3,252

AMPLA

173 ADRIANÓPOLIS---138 1,699 1,701 0,283 0,283

185 ANGRA---138 1,576 1,562 0,380 0,380

1773 ANGRA(CERJ)---138 1,593 1,580 0,792 0,792

175 CAMPOS---138 1,698 1,696 0,273 0,273

1771 JACUACANGA---138 1,598 1,586 0,792 0,792

1770 MURIQUI---138 1,614 1,604 0,792 0,792

169 SÃO JOSÉ---138 1,652 1,644 0,104 0,104

1736 VENDA DAS PEDRAS---138 1,713 1,718 0,447 0,447

BANDEIRANTE

3045 AERO.GUARULHOS---138 1,708 1,722 1,397 1,397

459 APARECIDA---088 1,939 1,996 0,385 0,385

3056 BARRA DO UNA---138 1,742 1,754 1,397 1,397

3051 BIRITIBA---138 1,719 1,733 1,397 1,397

3054 BOISUCANGA---138 1,742 1,755 1,397 1,397

3057 CARAGUATATUBA---088 1,788 1,803 1,397 1,397

3081 CEBRASP---088 1,820 1,837 1,397 1,397

3063 EMBRAER---088 1,855 1,872 1,397 1,397

3084 GLEBA---138 1,742 1,756 1,397 1,397

445 ITAPETI---088 1,767 1,772 0,361 0,361

3060 JAMBEIRO---088 1,814 1,830 1,397 1,397

3046 MANUELA AREIAS PEREIRA---138 1,711 1,724 1,397 1,397

3055 MARESIAS---138 1,742 1,755 1,397 1,397

3090 MASSAGUAÇU---138 1,748 1,762 1,397 1,397

447 MOGI---088 1,920 1,954 0,494 0,494

446 MOGI---230 1,920 1,954 N/A N/A

443 NORDESTE---088 1,812 1,822 0,214 0,214

436 NORTE---088 1,817 1,834 0,446 0,446

3059 PORTO NOVO----138 1,746 1,760 1,397 1,397

3069 PETROBRAS - RIO PARDO---138 1,734 1,747 1,397 1,397

3048 PETROM---138 1,717 1,731 1,397 1,397

3047 POLIMIX---138 1,713 1,727 1,397 1,397




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

462 SANTA CABEÇA---088 1,939 1,994 0,597 0,597

3078 SÃO SEBASTIÃO---013 1,742 1,756 1,397 1,397

455 SÃO JOSÉ---088 1,868 1,886 0,013 0,013

3072 SIFÃO---138 1,727 1,740 1,397 1,397

3075 SKOL---088 1,785 1,801 1,397 1,397

601 TAUBATÉ---138 1,674 1,683 0,023 0,023

BRAGANTINA - EEB 3158 BRAGANÇA PAULISTA---138 1,668 1,677 1,397 1,397

3159 S.TEREZINHA---138 1,663 1,672 1,397 1,397

CAIUA

3175 ENEIDA---138 1,172 1,117 1,397 1,397

642 FLORIDA PAULISTA---069 1,155 1,100 1,397 1,397

3173 MARTINÓPOLIS---088 1,201 1,150 1,397 1,397

3174 OSVALDO CRUZ---138 1,155 1,100 1,397 1,397

3178 PPRUDENTE 5---138 1,194 1,140 1,397 1,397

3171 PPRUDENTE 1---088 1,186 1,132 1,397 1,397

3172 PPRUDENTE 4---138 1,183 1,129 1,397 1,397

3176 PRES.VENCESLAU---138 1,122 1,061 1,397 1,397

3180 ALTO ALEGRE---138 1,169 1,114 1,397 1,397

CEA 8271 LARANJAL---069 1,046 0,959 1,742 1,742

8281 MACAPA---069 1,096 1,006 0,288 0,288

CEAL

6203 ABAIXADORA---069 0,769 0,669 0,311 0,311

5103 ANGELIM---069 1,050 0,965 0,273 0,273

6083 ARAPIRACA III---069 1,615 1,615 1,342 1,342

5313 MACEIÓ---069 1,285 1,222 0,163 0,163

5314 MACEIÓ II---069 1,261 1,197 0,415 0,415

5293 PENEDO---069 1,601 1,605 0,665 0,665

5113 RIO LARGO 2---069 1,472 1,430 0,608 0,608

6285 XINGÓ---013 0,778 0,680 3,120 3,120

6265 ZEBU---069 0,778 0,680 0,754 0,754

CEB-DIS

221 BRASÍLIA GERAL---033 1,524 1,509 0,975 0,975

236 BRASÍLIA SUL---138 1,284 1,246 0,268 0,268

237 SAMAMBAIA---138 1,257 1,217 0,475 0,475

CEEE-D

1331 ATLÂNTIDA 2---069 1,653 1,643 0,739 0,739

1189 BAGÉ 2---069 1,254 1,206 0,465 0,465

1195 CAMAQUÃ---069 1,575 1,595 0,198 0,198

1203 CHARQUEADAS---069 1,728 1,759 0,366 0,366

951 AFP-CHARQUEADAS---230 1,728 1,759 N/A N/A




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

9570 CAMAQUÃ 3---069 1,572 1,591 2,390 2,390

9241 ELDORADO---023 1,710 1,753 0,345 0,345

1209 GRAVATAÍ 2---069 1,689 1,719 0,318 0,318

1197 GUAÍBA 2---069 1,687 1,725 0,449 0,449

1232 OSÓRIO 2---069 1,489 1,464 0,504 0,504

1269 PORTO ALEGRE 10---069 1,828 1,873 0,308 0,308

1262 PORTO ALEGRE 6---069 1,816 1,857 0,161 0,161

1271 PORTO ALEGRE 8---069 1,704 1,745 0,560 0,560

1266 PORTO ALEGRE 9---069 1,705 1,748 0,231 0,231

9245 PORTO ALEGRE 10---013 1,852 1,904 1,956 1,956

9247 PORTO ALEGRE 12--069 1,824 1,868 1,203 1,203

9246 PORTO ALEGRE 13---013 1,877 1,920 0,333 0,333

9243 PORTO ALEGRE 4---013 1,809 1,866 0,455 0,455

9244 PORTO ALEGRE 6---013 1,807 1,849 0,343 0,343

1352 PORTO ALEGRE 9---013 1,705 1,750 1,772 1,772

1240 PELOTAS 3---138 1,438 1,426 0,491 0,491

1238 PRESIDENTE MEDICI---138 1,272 1,229 0,701 0,701

1245 QUINTA---069 1,450 1,445 0,890 0,890

1247 QUINTA---138 1,445 1,438 2,211 2,211

9303 RESTINGA---069 1,845 1,885 0,620 0,620

9559 S.JERÔNIMO---069 1,728 1,759 0,932 0,932

9873 SVPalma3---138 1,383 1,369 2,076 2,076

2094 TAQUARA---138 1,648 1,678 0,345 0,345

9264 VIAMÃO 3---069 1,777 1,814 0,611 0,611

CELESC-DIS

948 BIGUAÇU----138 1,654 1,677 0,507 0,507

940 BLUMENAU---138 1,691 1,732 0,387 0,387

2725 CANOINHAS---138 1,868 1,925 0,668 0,668

958 CAMPOS NOVOS---138 1,230 1,171 0,625 0,625

2706 DESTERRO (F.ILHA)---138 1,692 1,717 0,290 0,290

1062 FOZ DO CHAPECÓ---138 1,002 0,833 1,234 1,234

2749 FORQUILHINHA---069 1,768 1,827 0,542 0,542

9534 GASPAR---138 1,723 1,777 0,743 0,743

2775 ITAJAÍ---138 1,740 1,789 0,372 0,372

1008 J.LACERDA--A--069 1,482 1,473 0,465 0,465

1007 J.LACERDA--A--138 1,503 1,498 0,545 0,545

1017 JOINVILLE--069 1,849 1,916 0,355 0,355




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

1016 JOINVILLE---138 1,839 1,904 0,567 0,567

1015 JOINVILLE---230 1,867 1,938 N/A N/A

2724 JOINVILLE NORTE---138 1,840 1,905 0,425 0,425

2805 LAGES----138 1,436 1,418 0,929 0,929

2826 PALHOÇAS---138 1,664 1,686 0,462 0,462

9841 Pinhalzinho 2---138 0,998 0,822 0,021 0,021

2847 RIO DO SUL---138 1,648 1,678 0,742 0,742

2857 SIDERÓPOLIS---069 1,666 1,709 0,472 0,472

2891 VIDEIRA---138 1,260 1,199 0,760 0,760

2896 XANXERÊ---138 1,069 0,919 0,340 0,340

CELG-D

2974 ÁGUAS LINDAS---069 1,614 1,594 0,995 0,995

762 ANHANGUERA---069 1,291 1,280 0,353 0,353

761 ANHANGUERA---138 1,291 1,280 0,392 0,392

236 BRASÍLIA SUL---138 1,284 1,246 0,268 0,268

2980 BARRO ALTO---069 1,702 1,667 0,969 0,969

755 CACHOEIRA DOURADA---138 0,845 0,777 0,241 0,241

3715 CARAJÁS---138 1,319 1,322 0,366 0,366

3970 CORUMBÁ---138 1,127 1,077 2,180 2,180

3018 EDEIA---230 1,142 1,172 N/A N/A

321 EMBORCAÇÃO---138 1,189 1,143 0,307 0,307

780 FIRMINÓPOLIS--138 1,304 1,321 0,264 0,264

2954 GOIANIA LESTE---013 1,411 1,433 0,528 0,528

2989 ITAPACI---069 2,016 2,000 0,218 0,218

3025 LUZIÂNIA-–138 1,216 1,173 2,138 2,138

3762 NIQUELÂNDIA---069 1,342 1,284 14,54

7 14,547

791 PARQUE DAS EMAS---138 0,907 0,894 3,544 3,544

2991 PALMEIRAS---069 1,185 1,204 1,566 1,566

2950 PARANAÍBA---069 1,091 1,050 0,363 0,363

2978 PARANAÍBA---230 1,091 1,050 N/A N/A

3724 PIRINEUS---138 1,473 1,489 0,143 0,143

2951 PLANALTO---069 1,045 0,998 0,127 0,127

238 RIO VERDE---138 0,964 0,930 0,452 0,452

3700 RIO DOS BOIS---138 0,906 0,856 3,544 3,544

3701 RIO CLARO---138 0,935 0,912 3,544 3,544

239 SERRA DA MESA---138 1,104 1,031 0,753 0,753




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

237 SAMAMBAIA---138 1,257 1,217 0,475 0,475

768 XAVANTES---138 1,327 1,333 0,200 0,200

CELPA

6523 ALTAMIRA---069 1,404 1,388 0,413 0,413

6397 CARAJÁS---138 1,316 1,264 0,959 0,959

6472 GUAMA---069 1,490 1,488 0,360 0,360

8271 LARANJAL---069 1,046 0,959 1,742 1,742

6403 MARABÁ---069 1,150 1,103 1,582 1,582

6401 MARABÁ---230 1,150 1,103 N/A N/A

6713 MIRAMAR---069 1,591 1,612 0,370 0,370

8351 ORIXIMINA---138 1,218 1,151 2,061 2,061

6543 RURÓPOLIS---013 2,353 2,471 0,375 0,375

6542 RURÓPOLIS---138 2,353 2,471 0,375 0,375

6493 SANTA MARIA---069 1,622 1,622 0,195 0,195

6492 SANTA MARIA---138 1,622 1,622 0,327 0,327

6534 TRANSAMAZÔNICA---034 1,969 2,037 2,325 2,325

6413 TUCURUÍ---069 1,044 0,966 1,292 1,292

6450 TUCURUÍ---138 1,044 0,966 1,044 1,044

6482 UTINGA---069 1,570 1,585 0,267 0,267

6463 VILA DO CONDE---069 1,310 1,270 1,272 1,272

6572 XINGUARÁ---138 1,926 1,941 0,661 0,661

CELPE

5106 ANGELIM---013 1,050 0,965 0,273 0,273

5103 ANGELIM---069 1,050 0,965 0,273 0,273

5403 BOM NOME---069 0,970 0,909 0,713 0,713

5402 BOM NOME---138 0,970 0,909 0,392 0,392

5406 BOM NOME---013 0,970 0,909 0,713 0,713

5156 BONGI---069 1,409 1,395 0,229 0,229

5158 BONGI---013 1,409 1,395 0,431 0,431

5203 GOIANINHA---069 1,314 1,273 0,412 0,412

6257 ITAPARICA---069 0,778 0,680 3,120 3,120

5347 JABOATAO---069 1,202 1,143 0,821 0,821

5333 JOAIRAM---069 1,303 1,262 0,260 0,260

6313 JUAZEIRO II---069 1,176 1,209 0,326 0,326

5343 MIRUEIRA II---069 1,203 1,140 1,138 1,138

5193 MIRUEIRA---069 1,345 1,300 0,211 0,211

5183 PAU FERRO---069 1,159 1,089 0,203 0,203

5133 PIRAPAMA 2---069 1,149 1,080 0,251 0,251




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

5131 PIRAPAMA 2---230 1,149 1,080 N/A N/A

5283 RIBEIRÃO---069 1,400 1,364 0,310 0,310

5162 SCHINCARIOL PE---230 1,287 1,236 N/A N/A

5363 SUAPE III---069 1,091 1,012 0,330 0,330

5362 SUAPE III---230 1,091 1,012 N/A N/A

5123 TACAIMBÓ---069 1,137 1,058 0,255 0,255

CELTINS

5593 IMPERATRIZ---069 1,138 1,070 0,345 0,345

7205 MIRACEMA---013 1,031 0,958 1,087 1,087

7202 MIRACEMA---138 1,030 0,957 1,087 1,087

5602 PORTO FRANCO---138 1,625 1,623 0,430 0,430

7113 PEIXE 2---500 1,050 0,983 N/A N/A

CEMAR

5513 BOA ESPERANÇA---069 1,094 0,986 0,675 0,675

5393 BALSAS---069 1,198 1,127 1,054 1,054

5526 COELHO NETO---069 1,681 1,616 0,456 0,456

6003 ENCRUZO---069 1,480 1,428 2,022 2,022

5593 IMPERATRIZ---069 1,138 1,070 0,345 0,345

5543 MIRANDA 2---069 1,261 1,182 0,466 0,466

5542 MIRANDA 2---138 1,261 1,182 0,496 0,496

5545 MIRANDA 2---013 1,261 1,182 0,466 0,466

5583 PRESIDENTE DUTRA---069 1,323 1,245 1,288 1,288

5603 PORTO FRANCO---069 1,636 1,635 0,816 0,816

5602 PORTO FRANCO---138 1,625 1,623 0,430 0,430

5535 PERITORÓ---013 1,496 1,424 0,795 0,795

5533 PERITORÓ---069 1,496 1,424 0,795 0,795

5563 SÃO LUIS I---069 1,466 1,428 0,253 0,253

5693 SÃO LUIS III---069 1,351 1,289 0,590 0,590

5528 SCHINCARIOL---230 1,603 1,536 N/A N/A

5503 TERESINA---069 1,566 1,493 0,168 0,168

EMT

4503 BARRA DO PEIXE---138 0,897 0,882 1,080 1,080

4506 BARRA DO PEIXE---013 0,897 0,882 1,080 1,080

4871 BRASNORTE---138 0,560 0,627 0,333 0,333

4513 COUTO MAGALHÃES---138 0,880 0,878 3,544 3,544

4533 COXIPÓ---138 0,814 0,857 0,291 0,291

4643 JACIARA---138 0,818 0,847 3,544 3,544

4807 JAURU---138 0,561 0,569 Art.29 REN

Art.29 REN 399




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

399

4870 JUBA II---138 0,538 0,564

Art.29 REN 399

Art.29 REN 399

4894 JUÍNA---230 0,461 0,525 N/A N/A

4895 JUÍNA---138 0,461 0,525 0,590 0,590

4575 LUCAS RIO VERDE--138 1,017 1,284 1,113 1,113

4554 NOVA MUTUM---069 0,711 0,826 0,620 0,620

4803 NOBRES---138 0,807 0,851 0,563 0,563

4874 PARECIS---138 0,404 0,453

Art.29 REN 399

Art.29 REN 399

4613 PETROVINA---138 0,850 0,859 3,544 3,544

4623 RONDONÓPOLIS---138 0,820 0,841 0,335 0,335

4586 SINOP---013 1,186 1,588 N/A N/A

4583 SINOP---138 1,186 1,588 0,545 0,545

4564 SORRISO---069 1,086 1,404 0,571 0,571

4713 VÁRZEA GRANDE 2---138 0,812 0,855 0,854 0,854

CEMIG-D

4081 ARAÇUAÍ 2---138 1,857 1,844 1,129 1,129

309 BARBACENA 2---138 1,738 1,770 0,195 0,195

314 BARREIRO---138 1,741 1,746 0,384 0,384

9009 CONSELHEIRO PENA---013 1,865 1,874 2,300 2,300

9014 CONSELHEIRO PENA---069 1,865 1,874 3,322 3,322

321 EMBORCAÇÃO---138 1,189 1,143 0,307 0,307

9007 GOVERNADOR VALADARES 2---013 1,876 1,886 0,265 0,265

9011 IPATINGA 1---013 1,895 1,909 2,439 2,439

1532 IPATINGA 1---161 1,895 1,909 0,238 0,238

1535 IPATINGA 1---138 1,895 1,909 0,109 0,109

1537 ITABIRA 2---069 2,231 2,275 0,114 0,114

9020 ITABIRA 2---013 2,231 2,275 0,323 0,323

1504 ITAJUBÁ---138 1,518 1,503 1,705 1,705

323 ITUTINGA-SE---138 1,660 1,673 0,000 0,000

330 JAGUARA-SE---138 1,248 1,211 0,342 0,342

332 JUIZ DE FORA 1---138 1,742 1,783 0,189 0,189

337 LAFAIETE---138 1,712 1,729 0,242 0,242




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

187 MASCARENHAS DE MORAES---138 1,319 1,290 0,318 0,318

342 MONTES CLAROS 2---138 1,425 1,416 0,116 0,116

353 NEVES 1---138 1,612 1,606 0,240 0,240

386 OURO PRETO 2---138 1,562 1,555 0,290 0,290

170 POÇOS DE CALDAS---138 1,572 1,569 0,549 0,549

4066 PARACATU 4---138 1,224 1,184 2,198 2,198

368 PIMENTA---138 1,507 1,495 0,444 0,444

1569 PIRAPORA 2---138 1,367 1,358 0,774 0,774

4095 SANTOS DUMONT 2---138 1,747 1,786 1,444 1,444

377 SÃO GONÇALO DO PARÁ---138 1,492 1,476 0,183 0,183

9049 S.GOTARDO 2---138 1,397 1,381 1,357 1,357

1478 SETE LAGOAS 4---138 1,621 1,619 0,568 0,568

376 TAQUARIL---138 1,659 1,659 0,200 0,200

9031 TIMÓTEO---013 2,039 2,090 0,484 0,484

382 TRÊS MARIAS---138 1,338 1,331 0,147 0,147

348 GOVERNADOR VALADARES 2---138 1,875 1,883 0,212 0,212

4028 VESPASIANO 2---500 1,626 1,621 N/A N/A

399 VARZEA PALMA 1---138 1,386 1,380 0,306 0,306

CEPISA

5513 BOA ESPERANÇA---069 1,094 0,986 0,675 0,675

5683 ELISEU MARTINS---069 1,424 1,356 0,578 0,578

5673 PICOS---069 1,089 0,954 0,969 0,969

5493 PIRIPIRI---069 1,918 1,811 0,682 0,682

5492 PIRIPIRI---138 1,918 1,811 0,694 0,694

5432 RIBEIRO GONÇALVES---069 1,056 0,976 1,109 1,109

5573 SÃO JOÃO DO PIAUÍ---069 1,091 0,997 1,561 1,561

5323 TERESINA III---069 1,425 1,345 0,459 0,459

5503 TERESINA---069 1,566 1,493 0,168 0,168

5505 TERESINA---013 1,566 1,493 0,460 0,460

5516 BOA ESPERANÇA---013 1,094 0,986 0,675 0,675

CERILUZ 1302 IJUÍ 1---023 1,527 1,515 2,101 2,101

CERON

6935 ABUNÃ---013 0,000 0,000 1,534 1,534

6931 ABUNÃ---138 0,000 0,000 1,534 1,534

6881 ARIQUEMES---069 0,008 0,000 0,453 0,453

6871 JARU---069 0,195 0,139 1,090 1,090

6842 JI-PARANÁ---069 0,309 0,275 0,831 0,831




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

6841 JI-PARANÁ---138 0,312 0,279 0,432 0,432

6852 JI-PARANÁ---013 0,312 0,279 N/A N/A

6862 JIRAU---230 0,000 0,000 N/A N/A

6821 PIMENTA BUENO---138 0,349 0,323 1,267 1,267

6901 PORTO VELHO---069 0,000 0,000 0,462 0,462

6890 SAMUEL---230 0,000 0,000 N/A N/A

6801 VILHENA---069 0,431 0,419 0,854 0,854

CERTAJA 2077 POLO PETROQUÍMICO---069 1,633 1,658 0,513 0,513

CERTREL 9782 Lajeado3---069 1,783 1,845 0,201 0,201

COELBA

6203 ABAIXADORA---069 0,769 0,669 0,311 0,311

6353 BOM JESUS DA LAPA II---069 1,182 1,209 0,672 0,672

6363 BARREIRAS---069 1,426 1,941 0,455 0,455

6365 BARREIRAS---138 1,426 1,941 0,377 0,377

5944 BRUMADO II---069 1,811 1,907 0,827 0,827

5947 BRUMADO---138 1,811 1,907 0,158 0,158

5703 CICERO DANTAS---069 1,181 1,254 1,337 1,337

5757 CAMAÇARI 2---069 1,345 1,360 0,351 0,351

5792 CATU---013 1,824 2,240 0,548 0,548

5786 CATU---069 1,810 2,212 0,548 0,548

5803 COTEGIPE---069 1,469 1,561 0,194 0,194

5872 EMBASA-PEDRA DO CAVALO---230 1,622 1,694 N/A N/A

5974 EUNÁPOLIS---138 1,988 2,032 0,299 0,299

5755 FORD---230 1,285 1,285 N/A N/A

5904 FUNIL---138 1,909 1,960 0,357 0,357

5911 FUNIL---013 1,909 1,960 0,357 0,357

5883 GOV. MANGABEIRA---069 1,499 1,552 0,685 0,685

6364 IBICOARA---138 1,510 1,558 0,602 0,602

6171 IGAPORÃ---230 1,063 1,030 N/A N/A

6343 IRECÊ---069 1,170 1,164 0,737 0,737

6342 IRECÊ---138 1,170 1,164 0,596 0,596

6257 ITAPARICA---069 0,778 0,680 3,120 3,120

5970 ITAPEBI-SE---230 1,847 1,868 N/A N/A

5826 JACARACANGA---069 1,301 1,309 0,532 0,532

6321 JAGUARARI---230 1,344 1,395 N/A N/A

6313 JUAZEIRO II---069 1,176 1,209 0,326 0,326

5856 MATATU---069 1,524 1,581 0,155 0,155




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

5863 MATATU---011 1,540 1,606 0,496 0,496

6255 MOXOTÓ---069 0,773 0,673 3,120 3,120

5983 NARANDIBA---069 1,443 1,485 1,095 1,095

5735 OLINDINA---013 1,519 1,765 1,036 1,036

6225 PINDAI II---230 1,052 1,016 N/A N/A

5843 PITUAÇU---069 1,436 1,477 0,173 0,173

5862 POÇÕES---138 2,004 2,087 0,536 0,536

5763 POLO---069 1,264 1,263 0,354 0,354

6333 SENHOR DO BOMFIM II---069 1,463 1,518 1,045 1,045

6332 SENHOR DO BOMFIM II---138 1,463 1,518 0,372 0,372

5893 SANTO A. DE JESUS--069 1,504 1,528 0,387 0,387

5873 TOMBA---069 1,769 1,848 0,518 0,518

6265 ZEBU---069 0,778 0,680 0,754 0,754

COELCE

5383 AQUIRAZ II---069 1,301 1,261 0,277 0,277

5423 BANABUIU---069 1,245 1,219 0,490 0,490

5653 CAUÍPE---069 1,063 0,958 0,158 0,158

5473 DELMIRO GOUVEIA---069 1,352 1,299 0,196 0,196

5453 FORTALEZA---069 1,308 1,250 0,326 0,326

6011 IBIAPINA II---230 1,610 1,498 N/A N/A

5633 ICÓ---069 1,220 1,176 0,377 0,377

5413 MILAGRES---069 1,033 0,962 0,531 0,531

5643 PICI 2---069 1,331 1,268 0,280 0,280

5433 RUSSAS 2---069 1,230 1,242 0,725 0,725

5483 SOBRAL 2---069 1,228 1,121 0,478 0,478

5481 SOBRAL 2---230 1,228 1,121 N/A N/A

5613 TAUÁ 2---069 1,188 1,084 1,585 1,585

COOPERA 2749 FORQUILHINHA---069 1,768 1,827 0,542 0,542

COPEL-DIS

879 APUCARANA---138 1,481 1,467 0,349 0,349

9336 AREIA---013 1,347 1,296 0,429 0,429

823 AREIA---138 1,347 1,295 0,429 0,429

2359 BATEIAS---138 1,676 1,701 0,362 0,362

840 CASCAVEL---138 1,363 1,311 0,289 0,289

9332 CAMPO ASSOBIO---013 1,792 1,825 1,600 1,600

2354 CAMPO ASSOBIO---138 1,780 1,813 0,610 0,610

9321 CAMPO COMPRIDO---013 1,743 1,777 0,891 0,891

2363 CAMPO COMPRIDO---069 1,774 1,810 0,312 0,312




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

9342 C.I.CURITIBA---013 1,783 1,819 0,674 0,674

2368 C.I.CURITIBA---069 1,772 1,807 0,299 0,299

860 CAMPO MOURÃO---138 1,356 1,297 0,329 0,329

9539 CASCAVEL NORTE---138 1,361 1,307 0,645 0,645

9322 D.I. JOSÉ DOS PINHAIS---013 1,788 1,818 1,453 1,453

9320 D.I. JOSÉ DOS PINHAIS---069 1,798 1,832 0,432 0,432

848 FOZ DO CHOPIM---138 1,149 1,037 0,258 0,258

2447 FOZ DO IGUAÇU NORTE---138 1,476 1,441 0,579 0,579

9334 FIGUEIRA---013 1,514 1,531 0,706 0,706

2485 FIGUEIRA---138 1,514 1,532 0,706 0,706

2373 G.PARIGOT DE SOUZA--138 1,643 1,666 0,693 0,693

9338 G.PARIGOT DE SOUZA---013 1,640 1,662 0,693 0,693

847 GUAÍRA---138 1,430 1,382 0,352 0,352

887 IBIPORÃ--138 1,551 1,547 0,347 0,347

2423 JAGUARIAIVA---138 1,757 1,860 0,391 0,391

890 LONDRINA COT---138 1,561 1,558 0,443 0,443

869 MARINGÁ--138 1,464 1,438 0,552 0,552

853 PATO BRANCO---138 1,155 1,040 0,482 0,482

2383 POSTO FISCAL---138 1,746 1,782 0,523 0,523

9329 PONTA GROSSA NORTE---013 1,661 1,698 0,799 0,799



9326 PONTA GROSSA SUL---013 1,809 1,863 0,755 0,755

2437 PONTA GROSSA SUL---138 1,737 1,780 0,651 0,651

9325 PONTA GROSSA SUL---034 1,809 1,863 0,755 0,755

2387 PILARZINHO---069 1,795 1,836 0,237 0,237

819 PILARZINHO---230 1,799 1,853 N/A N/A

546 ROSANA---138 1,336 1,290 1,397 1,397

9331 SÃO MATEUS DO SUL---013 1,718 1,742 1,879 1,879

9330 SÃO MATEUS DO SUL---034 1,718 1,742 0,785 0,785

2472 SARANDÍ---138 1,478 1,457 0,267 0,267

2399 UMBARÁ SID GUAIRA+PEROXIDOS---230 1,716 1,745

N/A N/A

834 SÃO MATEUS DO SUL---230 1,718 1,742 N/A N/A

2478 SANTA MÔNICA---069 1,806 1,841 0,247 0,247

2397 SANTA QUITERIA---069 1,791 1,827 0,954 0,954




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

9535 SANTA QUITERIA---013 1,823 1,862 2,740 2,740

2401 UBERABA---069 1,807 1,843 0,258 0,258

9359 UBERABA---013 1,829 1,862 1,496 1,496

2402 UMBARÁ---069 1,756 1,789 0,382 0,382

9726 UMUARAMA---138 1,439 1,392 0,601 0,601

COPREL

9675 CRUZ ALTA I---023 1,453 1,429 1,539 1,539

1220 JACUÍ---023 1,453 1,429 1,780 1,780

1333 PANAMBI---013 1,453 1,429 1,244 1,244

1284 SANTA MARTA---013 1,528 1,510 0,237 0,237

1279 SANTA MARTA---069 1,528 1,510 0,321 0,321

COSERN

5463 AÇU 2---069 0,860 0,768 1,289 1,289

5468 AÇU 2---138 0,860 0,768 0,265 0,265

5263 CURRAIS NOVOS II---069 0,951 0,869 1,231 1,231

5262 CURRAIS NOVOS II---138 0,951 0,869 3,598 3,598

6133 EXTREMOZ II---069 0,922 0,814 0,465 0,465

5633 ICÓ---069 1,220 1,176 0,377 0,377

5443 MOSSORÓ 2---069 1,078 1,043 0,442 0,442

5243 NATAL 2---069 0,995 0,901 0,224 0,224

5246 NATAL 3---069 0,974 0,874 0,865 0,865

5253 SANTA CRUZ 2---069 0,971 0,882 3,598 3,598

5474 SANTANA MATOS---138 0,860 0,768 3,598 3,598

CPFL Paulista

2336 AMPARO---138 1,627 1,633 1,397 1,397

2296 ARAÇATUBA---138 1,179 1,128 1,397 1,397

560 ARARAQUARA---138 1,379 1,356 0,024 0,024

2337 AUXILIADORA--138 1,644 1,671 1,397 1,397

633 BARIRI---138 1,370 1,345 1,397 1,397

562 BAURU---138 1,399 1,378 0,022 0,022

635 USINA BARRA BONITA---138 1,590 1,605 1,397 1,397

6584 BIRIGUI 3---138 1,191 1,142 1,397 1,397

626 BOTUCATU---138 1,652 1,680 0,011 0,011

2113 BROTAS---138 1,517 1,517 1,397 1,397

171 CAMPINAS---138 1,627 1,633 0,296 0,296

2339 DESCALVADO---138 1,467 1,457 1,397 1,397

2338 DOIS CÓRREGOS---138 1,559 1,568 1,397 1,397

4290 DOOSAN---138 1,556 1,558 1,397 1,397

3106 GETULINA---138 1,286 1,249 0,398 0,398




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

2311 GUARANI---138 1,189 1,140 1,397 1,397

3138 CEMIRIM(HOL)---138 1,576 1,578 1,397 1,397

6582 IACANGA---138 1,325 1,294 1,397 1,397

2341 IBITINGA-SE---138 1,330 1,300 1,397 1,397

645 IBITINGA--138 1,326 1,295 1,397 1,397

2342 IPORÃ---138 1,182 1,132 1,397 1,397

689 ITAIPAVA---138 1,448 1,434 1,397 1,397

6610 ITATIBA---138 1,607 1,609 0,931 0,931

2125 JAU---138 1,581 1,595 1,397 1,397

187 MASCARENHAS DE MORAES---138 1,319 1,290 0,318 0,318

596 MIRASSOL 2---138 1,234 1,193 0,731 0,731

696 MOGI MIRIM II---138 1,579 1,581 1,397 1,397

4236 NOVA AVANHANDAVA---013 1,216 1,171 1,397 1,397

2291 AJINOMOTO (VAL)---138 1,154 1,098 1,397 1,397

654 PENÁPOLIS (CTEEP)---138 1,236 1,194 1,397 1,397

2345 PENÁPOLIS (CPFL)---138 1,241 1,199 1,397 1,397

2314 PINHAL---138 1,567 1,567 1,397 1,397

577 PIRACICABA---138 1,534 1,535 0,685 0,685

661 PROMISSÃO---138 1,258 1,218 1,397 1,397

2182 QUÍMICA AMPARO---138 1,628 1,634 1,397 1,397

564 RIBEIRÃO PRETO---138 1,364 1,341 0,033 0,033

2346 SÃO CARLOS---138 1,465 1,455 1,397 1,397

703 SÃO CARLOS 2---138 1,464 1,454 1,397 1,397

568 SANTA BÁRBARA---138 1,553 1,555 0,034 0,034

665 SÃO JOSÉ DO RIO PRETO---138 1,232 1,191 1,397 1,397

571 SUMARÉ---138 1,582 1,585 0,328 0,328

2550 TECUMSEH---138 1,465 1,454 1,397 1,397

2281 TRIANON---138 1,179 1,128 1,397 1,397

4291 GUARANI-TANAMBI---138 1,185 1,137 1,397 1,397

672 UBARANA---069 1,260 1,220 1,397 1,397

4284 UNIVALEM---138 1,153 1,098 1,397 1,397

673 VALPARAÍSO---138 1,150 1,096 1,397 1,397

2348 VILA VENTURA--138 1,252 1,212 1,397 1,397

2121 VOLKSWAGEN---138 1,465 1,454 1,397 1,397

CPFL Sul Paulista 3127 DURATEX---138 1,918 2,007 1,397 1,397

3126 ITAPETININGA 1---138 1,916 2,005 1,397 1,397




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

741 ITAPETININGA 2---138 1,916 2,005 1,397 1,397

4277 ITAPETININGA 9---138 1,907 1,994 1,397 1,397

DEMEI 1322 IJUÍ 2---069 1,527 1,515 0,291 0,291

1302 IJUÍ 1---023 1,527 1,515 2,101 2,101

DMED 170 POÇOS DE CALDAS---138 1,572 1,569 0,549 0,549

EDEVP

3192 ASSIS I---088 1,262 1,221 1,397 1,397

3193 ASSIS III---088 1,260 1,219 1,397 1,397

3190 BASTOS---138 1,155 1,100 1,397 1,397

3197 CANDIDO MOTA---088 1,326 1,298 1,397 1,397

9513 COCAL---088 1,241 1,196 1,397 1,397

9112 DECASA---088 1,294 1,260 1,397 1,397

3184 HALOTEK FADEL---088 1,281 1,244 1,397 1,397

3199 IBIRAREMA---088 1,303 1,271 1,397 1,397

9519 MARACAÍ---088 1,248 1,204 1,397 1,397

3198 PALMITAL---088 1,354 1,331 1,397 1,397

3194 PARAGUAÇU---088 1,241 1,196 1,397 1,397

9521 QUATA---088 1,229 1,182 1,397 1,397

3196 RANCHARIA---088 1,213 1,163 1,397 1,397

3195 SANTA LINA---088 1,225 1,177 1,397 1,397

3191 TUPÃ---138 1,155 1,100 1,397 1,397

ELEKTRO

543 TRÊS IRMÃOS---138 1,075 1,013 0,009 0,009

1903 TRÊS LAGOAS 1---138 1,080 1,019 1,397 1,397

3801 AGUAÍ---138 1,565 1,565 1,397 1,397

3935 ALPARGATAS---138 1,870 1,946 1,397 1,397

3840 AVANTI/NELITEX/CORTTER---138 1,077 1,016 1,397 1,397

3882 ANDRADINA--138 1,098 1,038 1,397 1,397

3802 ARARAS 1---138 1,509 1,504 1,397 1,397

3803 ARARAS 2---138 1,513 1,509 1,397 1,397

3804 ARTUR NOGUEIRA---138 1,567 1,569 1,397 1,397

3841 ARUJÁ---138 1,710 1,724 1,397 1,397

4130 PETROBRAS - ATIBAIA---138 1,703 1,715 1,397 1,397

3842 ATIBAIA 1---138 1,703 1,715 1,397 1,397

3843 ATIBAIA 3---138 1,705 1,718 1,397 1,397

537 ÁGUA VERMELHA---138 1,094 1,036 0,009 0,009

3844 BERTIOGA 1---138 1,746 1,758 1,397 1,397

709 BERTIOGA 2---138 1,741 1,754 1,397 1,397




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

3846 BERTIOGA 3---138 1,742 1,754 1,397 1,397

4170 BERTIOGA 4---138 1,741 1,754 1,397 1,397

3917 BURI---138 1,919 2,013 1,397 1,397

591 CABREÚVA---138 1,687 1,703 0,014 0,014

3862 MELHORAMENTOS---138 1,699 1,713 1,397 1,397

550 CAPIVARA---138 1,150 1,092 0,009 0,009

3885 CARDOSO--138 1,127 1,073 1,397 1,397

1907 CASTILHO---138 1,077 1,016 1,397 1,397

624 CAPÃO BONITO--138 1,985 2,093 0,008 0,008

4144 CEA JARINU---138 1,657 1,665 1,397 1,397

4172 CEDASA---138 1,532 1,531 1,397 1,397

3919 CERQUILHO---088 1,574 1,591 1,397 1,397

4148 FERRO LIGA---138 1,828 1,893 1,397 1,397

3920 CESÁRIO LANGE---138 1,835 1,902 1,397 1,397

3969 COCAL 2---138 1,161 1,104 1,397 1,397

3921 CONCHAS---088 1,574 1,591 1,397 1,397

3805 CONCHAL---138 1,569 1,571 1,397 1,397

3806 CORDEIRÓPOLIS---138 1,537 1,536 1,397 1,397

3838 CRESCIUMAL---138 1,502 1,496 1,397 1,397

3870 CRUZAÇO---138 1,685 1,695 1,397 1,397

3837 DELTA INDUSTRIA---138 1,534 1,533 1,397 1,397

3869 DOW QUÍMICA---138 1,753 1,764 1,397 1,397

639 DRACENA--138 1,136 1,078 1,397 1,397

9125 D.C.ITAU---138 1,576 1,578 1,397 1,397

3833 TRW A.NOGUEIRA---138 1,562 1,564 1,397 1,397

4192 ELDORADO---138 1,081 1,021 1,397 1,397

4193 EMBRAMACO--138 1,531 1,530 1,397 1,397

3888 FERNANDÓPOLIS---138 1,123 1,069 1,397 1,397

642 FLORIDA PAULISTA---069 1,155 1,100 1,397 1,397

3851 FRANCISCO MORATO---138 1,700 1,715 1,397 1,397

3852 FRANCO DA ROCHA---138 1,700 1,714 1,397 1,397

3864 GUARATUBA(PETRO GUAR)---138 1,741 1,754 1,397 1,397

3853 GUARUJÁ 1---138 1,753 1,764 1,397 1,397

3854 GUARUJÁ 2---138 1,751 1,762 1,397 1,397

3855 GUARUJÁ 3---138 1,753 1,764 1,397 1,397

9129 HONDA----138 1,486 1,478 1,397 1,397




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

3808 IRACEMÁPOLIS 1--138 1,542 1,542 1,397 1,397

647 ILHA SOLTEIRA---138 1,083 1,023 1,397 1,397

3938 ITANHANHEM 2---138 1,789 1,824 1,397 1,397

3923 ITANHANHEM 1---138 1,797 1,834 1,397 1,397

3126 ITAPETININGA 1---138 1,916 2,005 1,397 1,397

4171 ITIRAPINA 2---138 1,487 1,479 1,397 1,397

4149 INTERNACIONAL---138 1,577 1,579 1,397 1,397

649 JALES---138 1,108 1,052 1,397 1,397

3858 JARINU 1---138 1,656 1,664 1,397 1,397

541 JUPIÁ---138 1,077 1,016 0,010 0,010

3925 JUQUIÁ---138 1,877 1,944 1,397 1,397

3926 LARANJAL PAULISTA---138 1,777 1,831 1,397 1,397

3809 LEME 1---138 1,498 1,492 1,397 1,397

3834 AJINOMOTO INTERAMERICANA---138 1,559 1,561 1,397 1,397

3835 CONPACEL(RIPASA)---138 1,558 1,560 1,397 1,397

692 LIMEIRA 1---138 1,546 1,546 1,397 1,397

3811 LIMEIRA 2---138 1,559 1,561 1,397 1,397

3812 LIMEIRA 3---138 1,549 1,550 1,397 1,397

3813 LIMEIRA 4---138 1,548 1,548 1,397 1,397

3934 AJINOMOTO BIOLATINA(ORIENTO)---138 1,785 1,841 1,397 1,397

3950 LUK---138 1,592 1,595 1,397 1,397

694 MAIRIPORÃ---138 1,706 1,720 1,397 1,397

3816 MOGI GUAÇU 1---138 1,577 1,579 1,397 1,397

3817 MOGI GUAÇU 2---138 1,575 1,577 1,397 1,397

3823 ENERGYWORKS---138 1,574 1,576 1,397 1,397

3815 MAHLE---138 1,571 1,572 1,397 1,397

3893 MIRANDÓPOLIS 1---138 1,129 1,073 1,397 1,397

3818 MOGI MIRIM 1---138 1,578 1,581 1,397 1,397

696 MOGI MIRIM II---138 1,579 1,581 1,397 1,397

4141 GUARIROBA 1 (UTE MOEMA)---138 1,123 1,068 1,397 1,397

744 MONGAGUÁ---138 1,779 1,809 1,397 1,397

4236 NOVA AVANHANDAVA---013 1,216 1,171 1,397 1,397

3894 PALMEIRA DO OESTE---138 1,101 1,044 1,397 1,397

3863 PARAIBUNA---088 1,811 1,827 1,397 1,397




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

3895 PEREIRA BARRETO---138 1,092 1,033 1,397 1,397

746 PERUÍBE--138 1,818 1,864 1,397 1,397

3836 PETROBRAS(PETRO PIR.)---138 1,476 1,467 1,397 1,397

699 PORTO FERREIRA--138 1,469 1,459 1,397 1,397

3839 PIONEIRO---138 1,094 1,036 1,397 1,397

3896 PIRAPOZINHO 1---138 1,178 1,123 1,397 1,397

3820 PIRASSUNUNGA 1---138 1,482 1,473 1,397 1,397

3821 PIRASSUNUNGA 2---138 1,474 1,464 1,397 1,397

3933 PIRELLI---138 1,826 1,890 1,397 1,397

658 PORTO PRIMAVERA---138 1,336 1,290 1,397 1,397

9126 RIO VERMELHO---138 1,143 1,086 1,397 1,397

701 RIO CLARO I---138 1,531 1,530 1,397 1,397

3825 RIO CLARO 2---138 1,511 1,506 1,397 1,397

3826 RIO CLARO 3---138 1,529 1,528 1,397 1,397

747 REGISTRO---138 1,903 1,981 1,397 1,397

546 ROSANA---138 1,336 1,290 1,397 1,397

3078 SÃO SEBASTIÃO---013 1,742 1,756 1,397 1,397

3830 SANTO ANTÔNIO DA POSSE 1---138 1,576 1,578 1,397 1,397

3828 SANTA CRUZ DAS PALMEIRAS--138 1,481 1,472 1,397 1,397

4131 PETROBRAS - S.ISABEL---088 1,797 1,813 1,397 1,397

3859 KARIBÊ---138 1,800 1,816 1,397 1,397

3856 SANTA ISABEL 1---088 1,795 1,811 1,397 1,397

3807 ELFUSA---138 1,553 1,551 1,397 1,397

3827 SÃO JOÃO DA BOA VISTA 2---138 1,554 1,552 1,397 1,397

3829 SANTA RITA DO PASSA QUATRO 1---138 1,450 1,438 1,397 1,397

3981 S.GERTRUDES---138 1,532 1,531 1,397 1,397

3831 TAMBAU 1---138 1,450 1,438 1,397 1,397

548 TAQUARUÇU---138 1,079 1,014 0,009 0,009

3929 TATUÍ 1---88 1,916 2,005 1,397 1,397

3930 TATUÍ 2---138 1,858 1,931 1,397 1,397

601 TAUBATÉ---138 1,674 1,683 0,023 0,023

748 TIETÊ---138 1,810 1,871 1,397 1,397

4150 TIGRES---138 1,511 1,506 1,397 1,397

672 UBARANA---069 1,260 1,220 1,397 1,397




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

2018 UBATUBA 2---138 1,748 1,762 1,397 1,397

3087 VICENTE DE CARVALHO---013 1,755 1,766 1,397 1,397

4133 V.GENTIL---138 1,137 1,085 1,397 1,397

4147 CELULOSE SUL---138 1,080 1,020 1,397 1,397

3832 VARGEM GRANDE DO SUL 1---138 1,537 1,533 1,397 1,397

9128 VIDROPORTO---138 1,469 1,459 1,397 1,397

3903 VOTUPORANGA 1---138 1,147 1,096 1,397 1,397

674 VOTUPORANGA 2---138 1,145 1,093 1,397 1,397

ELETROACRE 6952 RIO BRANCO 1---069 0,000 0,000 0,471 0,471

6951 RIO BRANCO 1---138 0,000 0,000 5,250 5,250

ELETROCAR 1279 SANTA MARTA---069 1,528 1,510 0,321 0,321

1292 TAPERA 2---069 1,670 1,668 1,028 1,028

ELETROPAULO

444 ANHANGUERA---088 1,813 1,831 0,231 0,231

3494 BANDEIRANTES---034 1,854 1,880 0,277 0,277

493 BANDEIRANTES---088 1,854 1,880 0,367 0,367

3429 CENTRO---020 2,102 2,205 0,363 0,363

428 CENTRO---088 2,102 2,205 0,322 0,322

411 EDGARD DE SOUZA---088 1,906 1,962 0,539 0,539

583 EMBU GUAÇU---138 1,750 1,771 0,026 0,026

588 JANDIRA---088 1,756 1,776 0,886 0,886

465 LESTE----088 1,780 1,781 0,186 0,186

496 MILTON FORNASARO---088 1,813 1,830 0,118 0,118

3440 MIGUEL REALE----020 1,899 1,934 0,550 0,550

441 MIGUEL REALE---088 1,899 1,934 0,465 0,465

443 NORDESTE---088 1,812 1,822 0,214 0,214

436 NORTE---088 1,817 1,834 0,446 0,446

3739 PARELHEIROS---138 1,754 1,776 1,397 1,397

486 PIRATININGA II---088 1,776 1,788 0,278 0,278

485 PIRATININGA---088 1,714 1,715 0,257 0,257

422 PIRITUBA---088 2,033 2,108 0,235 0,235

467 RAMON REBERTE FILHO---088 1,802 1,805 0,212 0,212

3475 SUL---088 1,808 1,817 0,161 0,161

ELFSM 2655 MASCARENHAS---138 1,911 1,931 0,400 0,400

ENERGISA BORBOREMA - EBO 5226 CAMPINA GRANDE 2---069 1,026 0,934 0,465 0,465

ENERGISA MINAS GERAIS - 3338 PADRE FIALHO---138 1,783 1,792 1,292 1,292




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

EMG

ENERGISA PARAIBA - EPB

5226 CAMPINA GRANDE 2---069 1,026 0,934 0,465 0,465

5623 COREMAS---069 1,231 1,175 0,411 0,411

5203 GOIANINHA---069 1,314 1,273 0,412 0,412

5213 MUSSURÉ 2---069 1,354 1,320 0,259 0,259

5249 PILÕES---138 0,988 0,898 3,598 3,598

5253 SANTA CRUZ 2---069 0,971 0,882 3,598 3,598

5273 SANTA RITA II---069 1,338 1,295 1,076 1,076

ENERGISA SERGIPE - ESE

5713 ITABAIANA---069 1,204 1,180 0,222 0,222

5963 ITABAIANINHA---069 1,676 1,861 1,524 1,524

5723 JARDIM--069 1,202 1,166 0,160 0,160

5721 JARDIM---230 1,202 1,166 N/A N/A

5743 N.S.SOCORRO---069 1,223 1,188 0,471 0,471

5293 PENEDO---069 1,601 1,605 0,665 0,665

6285 XINGÓ---013 0,778 0,680 3,120 3,120

6283 XINGÓ---069 0,778 0,680 3,120 3,120

EMS

1079 ANASTÁCIO---138 1,075 1,033 1,122 1,122

1890 IMBIRUSSU---138 1,040 0,985 1,225 1,225

1026 C.GRANDE 2---138 1,036 0,980 0,741 0,741

1089 CHAPADÃO---230 0,927 0,849 N/A N/A

1019 CORUMBÁ 2---138 1,099 1,065 0,826 0,826

1142 DOURADOS---138 1,104 1,019 0,566 0,566

847 GUAÍRA---138 1,430 1,382 0,352 0,352

1093 INVINHEMA---138 1,069 0,986 0,477 0,477

541 JUPIÁ---138 1,077 1,016 0,010 0,010

658 PORTO PRIMAVERA---138 1,336 1,290 1,397 1,397

1853 SELVÍRIA---138 1,083 1,022 1,397 1,397

1075 SIDROLANDIA---138 1,061 1,007 1,687 1,687

ESCELSA

175 CAMPOS---138 1,698 1,696 0,273 0,273

3024 LINHARES---138 1,951 1,975 0,226 0,226

2655 MASCARENHAS---138 1,911 1,931 0,400 0,400

2909 VERONA---138 1,999 2,026 1,105 1,105

2619 VIANA-----138 1,884 1,905 0,162 0,162

177 VITÓRIA---138 1,913 1,937 0,217 0,217

HIDROPAN 1322 IJUÍ 2---069 1,527 1,515 0,291 0,291

1333 PANAMBI---013 1,453 1,429 1,244 1,244




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

CPFL-JAGUARARI

3137 ANTARCTICA-JAG---138 1,576 1,578 1,397 1,397

1968 JAGUARIÚNA---138 1,576 1,578 1,397 1,397

3135 PEDREIRA---138 1,576 1,578 1,397 1,397

CPFL LESTE PAULISTA

683 CACONDE---138 1,503 1,496 1,397 1,397

3132 CASA BRANCA---138 1,493 1,485 1,397 1,397

6603 CASA BRANCA 5---138 1,493 1,484 1,397 1,397

3133 SÃO JOSÉ DO RIO PARDO---138 1,503 1,496 1,397 1,397

LIGHT

173 ADRIANÓPOLIS---138 1,699 1,701 0,283 0,283

276 BRISAMAR---138 1,626 1,617 0,792 0,792

183 C. PAULISTA---138 1,567 1,554 0,105 0,105

178 GRAJAU---138 1,678 1,676 0,221 0,221

180 JACAREPAGUÁ---138 1,688 1,687 0,232 0,232

4325 NOVA IGUAÇU---138 1,621 1,612 0,083 0,083

251 NILO PEÇANHA---138 1,623 1,614 0,649 0,649

184 SANTA CRUZ---138 1,649 1,643 0,792 0,792

169 SÃO JOSÉ---138 1,652 1,644 0,104 0,104

4120 T.OESTE---138 1,642 1,636 0,577 0,577

CPFL MOCOCA 3130 MOCOCA---138 1,488 1,479 1,397 1,397

6601 MOCOCA 4---138 1,503 1,496 1,397 1,397

CNEE

3155 BORBOREMA---138 1,309 1,276 1,397 1,397

638 CATANDUVA---138 1,267 1,229 1,397 1,397

672 UBARANA---069 1,260 1,220 1,397 1,397

CPFL PIRATININGA

576 BOM JARDIM---088 1,659 1,673 0,374 0,374

473 BAIXADA SANTISTA---088 1,755 1,757 0,187 0,187

471 BAIXADA SANTISTA---345 1,755 1,757 N/A N/A

3423 BOITUVA 2---138 1,845 1,914 1,397 1,397

575 BOM JARDIM---138 1,638 1,645 0,012 0,012

3472 EMBRAPORT---138 1,758 1,769 1,397 1,397

6610 ITATIBA---138 1,607 1,609 0,931 0,931

3066 MANAH---138 1,766 1,776 1,397 1,397

415 OESTE----088 1,651 1,657 0,224 0,224

3418 PROCTER GAMBLE---138 1,641 1,649 1,397 1,397

528 SALTO---088 1,641 1,651 1,189 1,189

3420 ULTRAFERTIL---138 1,764 1,774 1,397 1,397

3087 VICENTE DE CARVALHO---013 1,755 1,766 1,397 1,397

2034 ZANCHETTA---138 1,851 1,921 1,397 1,397




Ponto de Conexão



Ponta Fora

Ponta Ponta

Fora Ponta

RGE

2068 CACHOEIRINHA 1---138 1,667 1,704 1,695 1,695

1201 CAXIAS SUL 2---069 1,718 1,770 0,495 0,495

1193 CAXIAS SUL 5---069 1,723 1,777 0,578 0,578

1387 CAXIAS SUL 6---069 1,703 1,747 0,939 0,939

9279 CAXIAS SUL 5---013 1,729 1,787 0,488 0,488

1301 CRUZ ALTA I---069 1,453 1,429 1,271 1,271

9675 CRUZ ALTA I---023 1,453 1,429 1,539 1,539

1207 FARROUPILHA---069 1,668 1,710 0,335 0,335

1062 FOZ DO CHAPECÓ---138 1,002 0,833 1,234 1,234

1205 GARIBALDI 1---069 1,694 1,745 0,348 0,348

1209 GRAVATAÍ 2---069 1,689 1,719 0,318 0,318

1314 GRAVATAÍ 3---069 1,660 1,680 0,407 0,407

1313 GRAVATAÍ 3---230 1,660 1,680 N/A N/A

9284 GRAVATAÍ 2---023 1,639 1,663 0,520 0,520

1214 GUARITA---069 1,237 1,108 0,697 0,697

1322 IJUÍ 2---069 1,527 1,515 0,291 0,291

1220 JACUÍ---023 1,453 1,429 1,780 1,780

1326 LAGOA VERMELHA 2---138 1,339 1,308 1,082 1,082

9594 LAJEADO GRANDE---138 1,649 1,685 1,423 1,423

2079 MISSÕES---069 1,480 1,476 3,050 3,050

9548 N.PETRÓPOLIS 2---069 1,655 1,682 1,120 1,120

1226 NOVA PRATA 2---069 1,475 1,454 0,718 0,718

1042 PASSO FUNDO---138 1,142 1,015 0,733 0,733

1251 SANTO ÂNGELO 2---069 1,470 1,454 0,136 0,136

1279 SANTA MARTA---069 1,528 1,510 0,321 0,321

1275 SANTA MARTA---138 1,528 1,510 0,260 0,260

1282 SANTA ROSA---069 1,454 1,421 0,260 0,260

1292 TAPERA 2---069 1,670 1,668 1,028 1,028

2094 TAQUARA---138 1,648 1,678 0,345 0,345

CPFL SANTA CRUZ

3150 AVARÉ NOVA---230 1,681 1,718 N/A N/A

3146 BERNADINO DE CAMPOS---088 1,456 1,456 1,397 1,397

9115 IPAUSSU---088 1,456 1,456 1,397 1,397

3147 ITAI II---138 1,768 1,832 1,397 1,397

3148 OURINHOS 1---088 1,397 1,385 1,397 1,397

3140 OURINHO 2---088 1,411 1,403 1,397 1,397

SULGIPE 5963 ITABAIANINHA---069 1,676 1,861 1,524 1,524



ANEXO VI - ENCARGOS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO A SEREM PAGOS PELAS DISTRIBUIDORAS DE ACORDO COM REN 349/2009 (TUSDg-T E TUSDg-ONS)

Distribuidora Encargo (R$/ano)

Rede Básica ONS

AMPLA 0,00 82.212,00

BANDEIRANTE 0,00 348.051,60

CAIUA 0,00 31.356,00

CEB-DIS 0,00 559.572,00

CEEE-D 0,00 418.859,16

CELESC-DIS 0,00 2.168.458,00

CELG-D 0,00 1.965.961,39

CELPA 0,00 73.083,60

CELTINS 0,00 316.731,01

CEMIG-D 1.384.560,00 9.263.823,05

CEPISA 0,00 184.800,00

CERON 5.130.854,40 314.792,40

CNEE 0,00 187.122,96

COELBA 82.721,28 572.437,09

COPEL-DIS 0,00 1.450.391,08

COSERN 1.816.724,16 270.185,76

CPFL LESTE PAULISTA 0,00 527.576,76

CPFL PAULISTA 0,00 5.952.992,90

CPFL PIRATININGA 0,00 147.132,00

CPFL SANTA CRUZ 0,00 319.590,00

EDEVP 0,00 859.154,40

ELEKTRO 0,00 5.604.810,24

ELETROPAULO 0,00 613.854,00

EMG 0,00 476.514,72

EMS 0,00 2.003.176,20

EMT 27.651.514,00 2.813.744,10

ESCELSA 0,00 1.738.781,15

LIGHT 0,00 9.151.518,37

RGE 1.783.320,00 1.128.883,32



ANEXO VII – RELAÇÃO RAP x INVESTIMENTO

Leilões

RAP Investimentos

Impacto Parâmetros

(%)

RAP de

Referência Relação RAP /

Investimento Consolidada

R$ x 103 R$ x 103 Índice de Impacto

(%)

R$ x 103

Edital Edital

Concorrência N° 007/1999 45.290,00 208.000,00 -53,69% 46,31% 20.975,95 10,08%

Concorrência N° 011/1999 34.605,00 156.400,00 -53,69% 46,31% 16.027,22 10,25%

Concorrência N° 003/2000 15.280,56 75.250,00 -53,69% 46,31% 7.077,15 9,40%

Leilão Nº 002/2000 330.344,36 1.619.270,00 -53,69% 46,31% 152.998,15 9,45%

Leilão Nº 004/2000 235.998,00 1.190.810,00 -53,69% 46,31% 109.301,87 9,18%

Leilão Nº 001/2001 5.812,19 29.238,00 -53,69% 46,31% 2.691,90 9,21%

Leilão Nº 003/2001 57.510,09 287.645,58 -53,69% 46,31% 26.635,65 9,26%

Leilão Nº 002/2002 213.922,43 935.438,09 -53,69% 46,31% 99.077,63 10,59%

Leilão Nº 001/2003 410.239,57 1.776.859,89 -53,69% 46,31% 190.001,41 10,69%

Leilão Nº 001/2004 419.061,34 2.062.984,92 -51,22% 48,78% 204.418,41 9,91%

Leilão Nº 002/2004 216.488,33 1.052.633,91 -51,22% 48,78% 105.603,15 10,03%

Leilão Nº 001/2005 511.528,05 2.873.240,22 -43,97% 56,03% 286.627,93 9,98%

Leilão Nº 003/2006 119.441,99 679.882,53 -43,97% 56,03% 66.927,73 9,84%

Leilão Nº 005/2006 203.347,07 1.120.532,62 -45,17% 54,83% 111.499,28 9,95%

Leilão Nº 004/2007 148.562,52 1.051.197,91 -20,53% 79,47% 118.069,69 11,23%

Leilão Nº 004/2008 395.364,90 2.840.437,31 -15,65% 84,35% 333.482,03 11,74%

Leilão Nº 006/2008 56.226,70 420.970,49 -15,65% 84,35% 47.426,05 11,27%

Leilão Nº 008/2008 140.513,44 974.711,98 -15,65% 84,35% 118.520,15 12,16%

Leilão Nº 007/2008 799.535,69 5.402.732,15 -17,00% 83,00% 663.648,02 12,28%

Leilão Nº 001/2009 220.376,23 1.717.774,73 -11,64% 88,36% 194.714,32 11,34%

Leilão Nº 005/2009 170.845,77 1.339.364,74 -6,04% 93,96% 160.529,52 11,99%

Leilão Nº 001/2010 84.184,61 699.455,08 -7,70% 92,30% 77.700,02 11,11%

Leilões nº006/2010 39.175,79 324.078,35 -6,04% 93,96% 36.810,22 11,36%

Leilão Nº 008/2010 93.073,72 762.425,94 -6,14% 93,86% 87.360,81 11,46%

Leilão Nº 001/2011 93.600,82 759.487,53 -1,80% 98,20% 91.914,72 12,10%

Leilão Nº 004/2011 341.437,01 2.834.853,81 -1,80% 98,20% 335.286,46 11,83%

Leilão Nº 006/2011 193.616,46 1.624.078,01 -1,80% 98,20% 190.128,71 11,71%

Leilão Nº 002/2012 363.943,51 2.997.557,46 -1,80% 98,20% 357.387,54 11,92%

Leilão Nº 003/2012 50.063,10 444.573,01 4,84% 104,84% 52.488,24 11,81%

Leilão Nº 005/2012 90.792,78 833.128,90 4,84% 104,84% 95.190,93 11,43%

Leilão Nº 007/2012 450.138,63 4.104.694,61 4,84% 104,84% 471.944,06 11,50%

Leilão Nº 001/2013 452.201,58 4.108.231,63 12,73% 112,73% 509.760,16 12,41%

Leilão Nº 002/2013 89.452,68 871.756,92 12,73% 112,73% 100.838,68 11,57%

Leilão Nº 007/2013 372.198,73 3.422.752,11 12,73% 112,73% 419.574,13 12,26%

Leilão Nº 011/2013 701.043,61 5.094.434,59 -9,62% 90,38% 633.589,35 12,44%

Leilão Nº 013/2013 36.891,97 341.458,83 12,73% 112,73% 41.587,77 12,18%

Leilão Nº 001/2014 403.072,75 3.375.379,59 0,97% 100,97% 406.975,15 12,06%

Leilão Nº 004/2014 466.570,09 3.907.363,54 0,67% 100,67% 469.688,85 12,02%

Leilão Nº 007/2014 204.330,92 1.728.350,00 0,00% 100,00% 204.330,92 11,82%

TOTAL 9.276.082,98 66.049.435,00 - - 7.618.809,94 11,54%



ANEXO VIII - ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 23/2015 OBS: CONSIDERA TODAS AS CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS, INCLUSIVE AQUELAS REFERENTES AO

CÁLCULO DA TUSDg QUE NÃO FORAM ABORDADAS NA PRESENTE NOTA TÉCNICA

RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 23/2015

Colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da base de dados preliminar para o cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST e Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição para centrais geradoras – TUSDg do ciclo tarifário 2015 -2016.

Lista de contribuições: CEMIG – D CPFL ENERGIA FURNAS ABRACE

COELBA EDP UTE IPÊ

AUTOR TEXTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA

CEMIG – D

Solicitamos atualização das informações da UTE Vale do Tijuco I e II e UTE ERB (antiga UTE Santa Vitória).

Aceito

Informamos as alterações societárias: UHE Igarapava, UHE Funil, UHE Risoleta Neves e Amador Aguiar (Capim Branco I e II), conforme arquivo anexo zipado “informações contratuais”

Aceito

Encaminhamos o CUSD da UTE Santo Angelo, conforme arquivo anexo zipado “informações contratuais”

Aceito

Apresentação dos dados para atualização da base de dados no formato do EditCepel ao invés de planilha Excel e os Diagramas Unifilares das RUs no formato PlotCepel, devido o programa Nodal ser no formato dos Programas do CEPEL da família ANA.

Não Aceito O objeto da contribuição não foi tema da Consulta Pública.

Treinamento das empresas Distribuidoras e demais agentes na ferramenta Nodal

Não Aceito O objeto da contribuição não foi tema Consulta Pública.

CPFL ENERGIA

CPFL Paulista: Pasta “Linhas e Transformadores” – Alterar os parâmetros das 6 (seis) LTs indicadas. Pasta “Usinas” – Alterar os valores de ‘Energia Assegurada’ e ‘MUSD Contratado’ para as barras 6598 (RETIRO---GER) e 6599 (PALMEIRA-GER).

Aceito

Parâmetros de linha atualizados. Devido à mudança do arquivo de entrada do aplicativo NODAL, a informação de energia assegurada não é mais necessária.

CPFL Piratininga: Pasta “Linhas e Transformadores” – Alterar os parâmetros da LT 11733 (EMBRAP1Y-138) – 3472 (EMBRAP---138). Pasta “Usinas” – Alterar os valores de ‘Energia Assegurada’ e ‘MUSD Contratado’ da barra n° 92411(P_Columbi088).

Parcialmente Aceito

Parâmetros de linha atualizados. MUSD contratado não alterado, pois não há confirmação por cópia de CUSD da informação. Devido à mudança do arquivo de entrada do aplicativo NODAL, a informação de



energia assegurada não é mais necessária.

CPFL Leste Paulista: Pasta “Barras e Cargas”- A barra n° 98840 (C.BRANC5-138) deve ser excluída. Pasta “Linhas e Transformadores” – A ligação da barra n° 98840 com a barra n° 6603 (CBRANCA5-138) também deve ser excluída. Havia duplicidade de trecho e barra. Permanece a barra n° 6603 como barra de carga.

Aceito Inclusão da linha 6603 – 11684 para evitar ilhamento da barra

FURNAS Solicita alteração de parâmetros e exclusão de linhas

Aceito

COELBA

1) Corrigir o valor da Geração UTE SUZANO MUCURI de 8 MW para 40 MW no arquivo TUSDg2015-2016.USI conforme indicado abaixo: UTE SUZANO MUCURI 40.00 40.00 s 96445 SUZANO---GER 40.00 0.0 2) No arquivo TUSDg2015-2016.DC a barra 96445 1 SUZANO---GER não considera a geração de 40 MW da SUZANO. Corrigir para: 96445 1 SUZANO---GER 1000 40.0 -13.14 13.14 2 3 65

Aceito O Aplicativo NODAL não utiliza a informação de geração do arquivo .DC.

EDP

A UHE MASCARENHAS teve suas UGs repotenciadas e desde 08/02/2013 com a entrada em operação comercial da UG2 totalizou 138,5MWm de energia assegurada e 198.00MW de potência instalada e MUSD contratado.

Parcialmente Aceito

Devido à mudança do arquivo de entrada do aplicativo NODAL, a informação de energia assegurada não é mais necessária. MUSD contratado não alterado, pois não há confirmação por cópia de CUSD da informação.

A UTE SOL teve alteração na sua energia assegurada e MUSD contratado, porém os dados no arquivo original não estão atualizados, conforme banco de dados de nossa distribuidora.

Parcialmente Aceito

Devido à mudança do arquivo de entrada do aplicativo NODAL, a informação de energia assegurada não é mais necessária. MUSD contratado não alterado, pois não há confirmação por cópia de CUSD da informação.

Adequar os valores observados nas barras descritas. • BARRA 97235 (CRUZEIRO) – INSERIR DEMANDA DE 21,82 MW; • BARRA 97220 (CPAULIST) – CORRIGIR DEMANDA PARA 10,64 MW; • BARRA 97276 (FERRAZ) – CORRIGIR DEMANDA DE 3,70 MW PARA 81,81 MW; • BARRA 97279 (CPTMMFEI) – CORRIGIR DEMANDA DE 81,81 MW PARA 3,70 MW.

Parcialmente Aceito

A carga da SE Cruzeiro está declarada na Barra 97236. A inserção do valor na outra barra da SE Cruzeiro, resultaria que o somatório das cargas maior que o MUST contratado para o ponto.

UTE IPÊ A Base de dados traz a informação errada Aceito



de MUSD contrato de 20MW, enquanto o correto é 25 MW

ABRACE

A ABRACE entende que a Audiência Pública prévia ao cálculo tarifário deveria contemplar, além da base de dados, uma estimativa da RAP do ciclo, do IAT, Tarifas prévias e descrição das usinas e linhas previstas para o ciclo

Não Aceito

A Audiência Pública tem por objetivo aprimorar a base de dados, de modo que tenha maior exatidão quando do cálculo tarifário. Entende-se que as incertezas associadas a uma estimativa prévia da tarifa podem gerar expectativas que não se concretizarão no cálculo do ciclo tarifário. Isso porque quando a audiência é aberta os dados do SIGET ainda não estão completos, os índices econômicos não estão disponíveis, as parcelas financeiras ainda não foram apuradas pelo ONS, o ONS ainda não concluiu a análise dos montantes de uso contratados, ainda não é possível mapear todos os geradores que entrarão no ciclo tarifário, a ANEEL ainda não analisou a proposta orçamentária do ONS e nem todos os passivos pleiteados pelos usuários contratantes do sistema de transmissão foram analisados pela ANEEL.

A ABRACE questiona o fato da ANEEL utilizar para construção da base de dados o Plano de Ampliações e Reforços – PAR, os dados do SIGET, o PDE e as informações da fiscalização da ANEEL sobre as usinas que entrarão em operação, que não necessariamente convergem nas informações

Não Aceito

As informações utilizadas pela ANEEL levam em consideração a finalidade da informação, o horizonte de abrangência e seu grau de precisão. O SIGET é utilizado para a previsão das instalações de transmissão no horizonte de um ciclo tarifário. O PAR atualiza os dados de rede no horizonte de 4 ciclos tarifários (curto prazo), sendo (i) o primeiro utilizado no cálculo das TUST de carga e geração, e (ii) os outros três somente para cálculo das tarifas dos geradores. O PDE atualiza os dados de rede no horizonte de até 10 ciclos tarifários (longo prazo), sendo utilizados somente no cálculo das tarifas estabilizadas dos geradores. Os CUST



celebrados são utilizados para compor os usuários pagantes do sistema no ciclo tarifário de interesse. O Relatório de Fiscalização da SFG é utilizado para modelagem dos geradores em caso específico (alínea d.ii do item III.13.5 da NT nº 162/2015-SGT/ANEEL) e para horizonte de um ciclo tarifário. A composição de todas as fontes de informação pretende alcançar a melhor estimativa de receitas das transmissoras, de pagamentos dos usuários e de configuração da rede, de forma a minimizar os ajustes financeiros no ciclo tarifário posterior. Ressalta-se que desvios de estimativa sempre vão compor a parcela de ajuste do ciclo tarifário seguinte

Foram questionadas as modelagens de geradores e linhas de transmissão nas bases de dados anteriores

Não Aceito

Esclarecemos: i) A linha Anastácio – Corumbá 2 230 kV, já constava do SIGET no ciclo tarifário 2014-2015, conforme NT 178/2014-SRT/ANEEL que subsidiou a REH 1.756/2014, bem como na base da dados do ciclo 2014-2015; ii) A linha de transmissão Figueira – Ponta Grossa Norte 230 kV faz parte da RBSE e, portanto, já se encontra em operação comercial e consta do SIGET e da base de dados do ciclo 2014-2015, iii) A UHE Colider não foi incluída na base de dados do ciclo 2014-2015, pois não tinha CUST celebrado, primeiro critério para constar na base (para mais informações sobre critérios de modelagem dos geradores ver item III.13.5 da NT nº 162/2015-SGT/ANEEL) ; iv) a UTE Maranhão foi modelada no ciclo 2014-2015 pois tinha CUST celebrado e disponibilidade de rede para injetar potência, condições suficientes para pagamento



dos respectivos encargos, independente do estágio das obras de implantação da usina. Ressalta-se, novamente, que desvios de estimativa vão compor a parcela de ajuste do ciclo tarifário seguinte.

Foi apontado que o arquivo de extensão .USI disponibilizado possuía nome que não permitia rodar o Programa Nodal

Não Aceito

Registra-se que o nome do arquivo de extensão .USI não influencia em sua utilização junto ao Programa Nodal

Foram questionadas as premissas utilizadas para inclusão de agentes de geração na base, o que poderia ensejar incertezas.

Não Aceito

A inclusão de geradores na base de dados do ciclo tarifário é feita conforme CUST, previsão de disponibilização das instalações de transmissão conforme SIGET e relatório da SFG mais atualizado. Os critérios de modelagem das cargas (item III.13.4 da NT nº 162/2015-SGT/ANEEL) e dos geradores (item III.13.5 da NT nº 162/2015-SGT/ANEEL) da Nota visam incluir no rateio da RAP, os potenciais pagantes do sistema de transmissão, a fim de minimizar a Parcela de Ajuste do ciclo tarifário seguinte e garantir a arrecadação dos recursos suficientes para o pagamento do sistema de transmissão. Quando há insuficiência de pagamentos, no ciclo seguinte há uma PA positiva que deve ser arcada pelos consumidores e geradores com previsão de cálculo da TUST (geradores com tarifa estabilizada não se sujeitam a esse risco). Em caso de sobre-pagamentos, no ciclo seguinte há uma PA negativa a ser aplicada sobre a RAP prevista em benefício dos consumidores e dos geradores com previsão de cálculo da TUST (geradores com tarifa estabilizada não se sujeitam a esse benefício).

SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA - aneel.gov.br · Fl. 3 da Nota Técnica nº...

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