RelatÃ³rio Completo - ONS

RE 2.2/0082/2012 

RELATÓRIO DE 

APURAÇÃO MENSAL 

DE SERVIÇOS E 

ENCARGOS DA 

TRANSMISSÃO 

OUTUBRO / 2012 

Relatório de Apuração Mensal de Serviços e Encargos de 

Transmissão, emitido pela Gerência de Contabilização e 

Monitoração de Contratos em 07/11/2012. 

© 2011/ONS 

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Operador Nacional do Sistema Elétrico 

Diretoria de Administração dos Serviços da Transmissão 

Rua da Quitanda 196/23º andar, Centro 

20091-000 Rio de Janeiro RJ 

tel (+21)2203-9677 fax(+21)2203-9418

Lista de Distribuição 

- Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL 

- Concessionárias de Transmissão: 

Afluente Geração e Transmissão de Energia Elétrica S.A. 

Amazônia – Eletronorte Transmissora de Energia S.A. – AETE 

ARARAQUARA Transmissora de Energia S.A. 

ARTEMIS Transmissora de Energia S.A. 

ATE Transmissora de Energia S.A. – ATE 

ATE II Transmissora de Energia S.A. – ATE II 

ATE III Transmissora de Energia S.A. – ATE III 

ATE IV – São Mateus Transmissora de Energia S.A. – ATE IV 

ATE V – Londrina Transmissora de Energia S.A. – ATE V 

ATE VI - Campos Novos Transmissora de Energia S.A – ATE VI 

ATE VII – Foz do Iguaçu Transmissora de Energia S.A. – ATE VII 

BRASNORTE Transmissora de Energia S.A. 

BRILHANTE Transmissora de Energia S.A. 

Cachoeira Paulista Transmissora de Energia S.A. – CPTE 

CATXERÊ Transmissora de Energia S.A. 

CELG Geração e Transmissão S.A. 

CEMIG Geração e Transmissão S.A. 

Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – ELETRONORTE 

CIEN - Companhia de Interconexão Energética 

Companhia de Transmissão Centroeste de Minas 

Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT 

Companhia Hidro Elétrica do São Franscisco – CHESF 

Companhia Transirapé de Transmissão – TRANSIRAPÉ 

Companhia Transleste de Transmissão – TRANSLESTE 

Companhia Transudeste de Transmissão – TRANSUDESTE 

Copel Geração e Transmissão S.A. – COPEL 

Coqueiros Transmissora de Energia Ltda 

ONS RE 2.2/0082/2012 – Relatório de Apuração Mensal de Serviços e Encargos da Transmissão – Outubro/2012 3

CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista 

ELETROSUL Centrais Elétricas S.A. – ELETROSUL 

Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. – EATE 

Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. - EBTE 

Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. – ECTE 

Empresa de Transmissão de Energia do Alto Uruguai S.A. – ETAU 

Empresa de Transmissão de Energia do Mato Grosso S.A. - ETEM 

Empresa de Transmissão do Espírito Santo S.A. – ETES 

Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A. – ENTE 

Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A. – ETEP 

Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. – ERTE 

Everecy Particiapações Ltda. 

Expansion Transmissão de Energia Elétrica Ltda. – EXPANSION 

Expansion Transmissão Itumbiara Marimbondo Ltda. - ETIM 

Furnas Centrais Elétricas S.A. – FURNAS 

Integração Transmissora de Energia S.A - INTESA 

Interligação Elétrica de Minas Gerais S.A – IEMG 

Interligação Elétrica Norte e Nordeste S.A. - IENNE 

Interligação Elétrica Pinheiros S.A. – IE PINHEIROS 

Interligação Elétrica Serra do Japi S.A. 

Interligação Elétrica Sul S.A. – IESUL 

IRACEMA Transmissora de Energia S.A. 

Itumbiara Transmissora de Energia Ltda – ITE 

Jauru Transmissora de Energia S.A. - JTE 

LIGHT Energia S.A. 

Linhas de Transmissão ITATIM Ltda. 

LT Triângulo S.A. 

Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica S.A – LUMITRANS 

NTE – Nordeste Transmissora de Energia S.A. 

Pedras Transmissora de Energia Ltda. – PEDRAS 

Poços de Caldas Transmissora de Energia S.A. - PCTE 

Porto Primavera Transmissora de Energia Ltda – PPTE 

Porto Velho Transmissora de Energia S.A. - PVTE 


Ribeirão Preto Transmissora de Energia S.A. – RPTE 

Rio Branco Transmissora de Energia S.A. – RBTE 

Empresa de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. - RS ENERGIA 

SE Narandiba S.A. 

Serra da Mesa Transmissora de Energia Ltda. - SMTE 

Serra Paracatu Transmissora de Energia Ltda.- SPTE 

STC - Sistema de Transmissão Catarinense S/A 

STE - Sul Transmissora de Energia S.A. 

STN – Sistema de Transmissão Nordeste S.A. 

Transenergia Renovável S.A. – TER 

Transenergia São Paulo S.A. - TSP 

Transmissora Aliança de Energia Elétrica – TAESA 

Transportadora Matogrossense de Energia - TME 

Uirapuru Transmissora de Energia S.A. 

Vila do Conde Transmissora de Energia Ltda. – VCTE 

- Usuários da Rede Básica: 

AES - Uruguaiana Empreendimentos Ltda. 

AES-SUL Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. 

AES-TIETÊ S.A. 

Agro Energia Santa Luzia Ltda. 

ALBRAS - Alumínio Brasileiro S.A. 

ALCOA Alumínio S.A. 

ALUMAR – Consórcio de Alumínio do Maranhão 

ALUNORTE - Alumina do Norte do Brasil S.A. 

AMPLA Energia e Serviços S.A. 

Anglo American Brasil Ltda. 

Anglogold Ashanti Brasil Mineração Ltda. 

Anglogold Ashanti Córrego do Sítio Mineração S/A 

Arcelormittal Brasil S.A. 

Arcelormittal Inox Brasil S.A. 

Arembepe Energia S.A. 

Baguari I Geração de Energia S.A. 


Baguari Energia S.A.Bandeirante Energia S.A. 

Berneck S.A. Painéis e Serrados 

Bolognesi Participações S.A. 

Bons Ventos Geradora de Energia S.A. 

Borrachas Vipal S.A. 

Borborema Energética S.A. 

Braskem S. A. 

BRENCO - Companhia de Energia Renovável 

Brentech Energia S.A. 

BSE - Baixada Santista Energia S.A 

CAIUÁ Distribuição de Energia S.A. 

Campos Novos Energia S.A. – ENERCAM 

Candeias Energia S.A. 

Caraíba Metais S.A. 

Caramuru Alimentos S.A. 

Carbocloro S.A. Industrias Quíimicas 

Castertech Fundição e Tecnologia Ltda. 

CDSA – Centrais Elétricas Cachoeira Dourada S/A 

CEAL – Companhia Energética de Alagoas 

CEB Distribuição S.A. 

CEB LAJEADO S.A. – CEBLajeado 

CEB Participações S.A. - CEPAR 

CELB – Companhia Energética da Borborema 

CELESC Distribuição S.A. 

CELG Distribuição S.A. 

CELPA – Centrais Elétricas do Pará 

CELPE – Companhia Energética de Pernambuco 

CELTINS - Cia. Energia Elétrica do Estado do Tocantins 

CEMAR – Companhia Energética do Maranhão 

CEMAT – Centrais Elétricas Matogrossense S.A. 

CEMIG Capim Branco Energia S.A. 

CEMIG Distribuição S.A. 

CEMIG Geração e Transmissão S/A. 


Centrais Elétricas da Paraíba S.A. - EPASA 

Centrais Elétricas de Pernambuco S.A. – EPESA 

Centrais Elétricas de Rondônia S.A.- CERON 

Centrais Eólicas Alvorada S.A. 

Centrais Eólicas Candiba S.A. 

Centrais Eólicas Guanabi S.A. 

Centrais Eólicas Guirapá S.A. 

Centrais Eólicas Igaporã S.A. 

Centrais Eólicas Ilhéus S.A. 

Centrais Eólicas Licínio de Almeida S.A. 

Centrais Eólicas Pajeú do Vento S.A. 

Centrais Eólicas Pindaí S.A. 

Centrais Eólicas Planaltina S.A. 

Centrais Eólicas Nossa Senhora da Conceição S.A. 

Centrais Eólicas Porto Seguro S.A. 

Centrais Eólicas Rio Verde S.A. 

Centrais Eólicas Serra do Salto S.A. 

Central Eólica Praia do Morgado S.A. 

CEPISA – Companhia Energética do Piauí 

CESP – Companhia Energética de São Paulo 

CGTEE - Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica 

CGTF – Central Geradora Termelétrica Fortaleza S.A. 

CHESF – Companhia Hidroelétrica do São Francisco 

Cimento Rio Branco S.A. 

CLFSC –Companhia Luz e Força Santa Cruz 

CNEE – Companhia Nacional de Energia Elétrica 

COELBA – Cia. de Eletricidade do Estado da Bahia 

COELCE – Companhia Energética do Ceará 

Companhia Brasileira de Alumínio – CBA 

Companhia de Eletricidade do Acre – ELETROACRE 

Companhia Energética Estreito - CEE 

Companhia Energética Rio das Antas 

Companhia Energética São Salvador 


Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D 

Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT 

Companhia Jaguari de Energia 

Companhia Luz e Força de Mococa 

Companhia Paulista de Energia Elétrica - CPEE 

Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL 

Companhia Piratininga de Força e Luz 

Companhia Siderúrgica Nacional – CSN 

Companhia Sul Paulista de Energia - CSPE 

Companhia Sul Sergipana de Eletricidade 

Companhia Vale do Rio Doce - Vale 

COPEL Distribuição S.A. 

COPEL Geração S.A. 

COPESUL - Companhia Petroquímica do Sul 

COPREL Coperativa de Energia 

COSERN – Cia. Energética do Rio Grande do Norte 

COTEMINAS S.A. 

CPFL Centrais Elétricas S.A. 

DESA Morro dos Ventos S.A. ( Unidades I, III, IV, VI e IX ) 

DME – Dpto. Munic. De Eletric. De Poços de Caldas 

Dona Francisca Energética S.A. 

Dow Brasil Nordeste Ltda. 

Dow Corning Metais do Pará Indústria e Comércio Ltda. 

DSM Elastomeros Brasil Ltda. 

Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. 

EEB – Empresa Elétrica Bragantina S.A 

Eka Bahia S.A 

ELEKTRO – Eletricidade e Serviços S.A. 

ELETRONORTE – Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. 

ELETRONUCLEAR – Eletrobrás Termonuclear S.A. 

Eletropaulo Metrop. Eletricidade de São Paulo S.A. 

EMAE – Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. 

Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A. 


Empresa Luz e Força Santa Maria S.A. 

Energética Águas da Pedra S.A. 

Energética Barra Grande S.A. 

Energética Camaçari Muricy S.A. 

Energia Sustentável do Brasil S.A. 

ENERGIPE – Empresa Energética de Sergipe 

ENERGISA Minas Gerais – Distribuidora de Energia S.A. 

ENERPEIXE S.A. 

ENERSUL – Emp. Energética do Mato Grosso do Sul S.A. 

Enguia Gen BA Ltda. 

Eólica Formosa Geração e Comercialização de Energia S.A. 

Eólica Icaraizinho Geração e Comercialização de Energia S/A 

Eólica Cerro Chato I S.A. 

Eólica Cerro Chato II S.A. 

Eólica Cerro Chato III S.A. 

ESCELSA – Espírito Santo Centrais Elétricas S.A 

Estreito Energia S.A. 

FERBASA – Cia. De Ferro Ligas da Bahia 

Fibraplac Chapas de MDF Ltda. 

Foz do Chapecó Energia S.A. 

Foz do Rio Claro Energia S.A. 

FURNAS Centrais Elétricas S.A 

GERANORTE - Geradora de Energia do Norte S.A. 

Gerdau Aços Longos S.A. 

Iguaçú Distribuidora de Energia Elétrica LTDA. 

Indaiá Grande Energia S.A. 

Indaiazinho Energia S.A. 

Innova S.A. 

Intercement Brasil S.A. 

Investco S.A. 

Itá Energética S.A. 

Itapebi Geração de Energia S.A. 

Itiquira Energética S.A. 


Kinross Brasil Mineração S.A. 

Klabin S.A. 

Libra Ligas do Brasil S.A. 

LIGHT Serviços de Eletricidade S.A 

Linde Gases Ltda. 

Mineração Caraiba S.A. 

Mineração Maracá Indústria e Comércio S.A. 

Mineração Onça Puma Ltda. 

Mineração Paragominas S.A. 

Mirabela Mineração do Brasil Ltda. 

Monel Monjolinho Energética S.A. 

Nardini Agroindustrial Ltda. 

New Energy Options Geração de Energia S.A. 

Nova Era Silicon S.A. 

Novelis do Brasil Ltda 

Oxiteno Nordeste S.A. Indústria e Comércio 

Paulista Lajeado Energia S.A. 

Petroflex Indústria e Comércio S.A. 

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras 

Pezzi Energética S.A. 

Poços de Caldas Transmissora de Energia S.A. 

Porto do Pecém Geração de Energia S.A 

Primo Schincariol Inds. De Cervejas e Refrigerantes do Nordeste S.A. 

Rede Lajeado Energia S.A. 

RGE – Rio Grande Energia S.A. 

RIMA Industrial S.A. 

Rio Claro Agro Industrial S.A. 

Rio Verde Energia S.A. 

Rio Verdinho Energia S.A. 

Sadia S.A. 

SAELPA – Soc. Anônima de Eletrificação da Paraíba 

Salobo Metais S.A. 

Samarco Mineração S.A. 


Santa Clara Energias Renováveis Ltda. (I a VI) 

Santo Antônio Energia S.A. 

Siderúrgica Barra Mansa S.A. 

Solvay Indupa do Brasil S.A. 

Termelétrica Viana S.A. 

Termoaçu S.A. 

Termopernambuco S.A. 

Thyssenkrupp Companhia Siderúrgica do Atlântico 

Toyota do Brasil Ltda. 

Tractebel Energia S.A. 

Tradener Ltda. 

Usina Boa Vista S.A. 

Usina Eldorado S.A. 

Usina Porto das Águas Ltda. 

Usina Termelétrica Norte Fluminense S.A. 

Usinas Siderúrgicas de Minas Gerais S.A. – Usiminas 

USJ Açúcar e Álcool S.A. 

UTE Porto do Itaqui Geração de Energia S.A. 

Vale Manganês S.A. 

Vale Potássio Nordeste S.A. 

Valesul Alumínio S.A. 

Vallourec & Sumitomo Tubos do Brasil Ltda. 

Ventos da Lagoa S.A. 

Ventos do Sul Energia S.A. 

Veracel Celulose S.A. 

Votorantim Cimentos Ltda. 

Votorantim Metais Níquel S.A 

White Martins Gases Industriais Ltda. 


Informações Complementares: 

1.1.1.1.1. Fone E-mail 

Arthur Cohen Júnior (21) 2203-9601 acohen@ons.org.br 

Ana Paula Rocha Soares Rezende (21) 2203-9662 paula.rsoares@ons.org.br 

Fábio Ferreira Mendes Diniz (21) 2203-9495 fabiodiniz@ons.org.br 

Marcelo Chaves Maia (21) 2203-9944 mchaves@ons.org.br 

Marco Aurélio Rafael Noqueira (21) 2203-9520 noqueira@ons.org.br 

Renato de Almeida Pedra (21) 2203-9680 renato.pedra@ons.org.br 

GCC-3 

contabilizacao@ons.org.br 


Sumário 

1 INTRODUÇÃO..................................................................................................................15 

2. OBJETIVO........................................................................................................................15 

3. DEFINIÇÕES....................................................................................................................16 

4. GERENCIAMENTO DOS PARÂMETROS DOS CONTRATOS.......................................17 

4.1 Modelo de Cálculo dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão - EUST....17 

4.2 Tarifas e Encargos de Uso da Rede Básica..............................................................19 

4.3 Encargos de Itaipu......................................................................................................20 

4.4 Novas Concessionárias de Transmissão..................................................................21 

4.5 Novos Usuários...........................................................................................................22 

4.6 Agentes Descontratados............................................................................................22 

4.7 Quantidade de Agentes Participantes na AMSE ......................................................22 

4.8 Atualização de Cadastros...........................................................................................23 

5. ENCARGOS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO - EUST.................................24 

5.1 Encargos de Uso do Sistema de Transmissão – EUST - Rede Básica...................24 

5.1.1. Novas TUSTs complementares à Resolução 1313/2011 ........................................24 

5.1.2. Alterações nos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão – EUST...............24 

5.1.2.1. Agentes de Geração...........................................................................................25 

5.1.2.2. Agentes de Consumo – Distribuidores e Consumidores ...............................27 

5.1.3. Consumidores com CUST na Modalidade Reserva de Capacidade......................28 

5.1.4. Agente Importador/Exportador Temporário............................................................29 

5.1.5. Encargos de Uso dos Consumidores Potencialmente Livres ...............................29 

5.1.6. Valores dos Encargos de Uso da Rede Básica.......................................................29 

5.1.7. Valores dos Adicionais de Encargos e Adicionais de Ultrapassagem.................30 


Agentes de Geração ............................................................................................................31 

5.2 Encargos de Uso do Sistema de Transmissão – Rede Básica de Fronteira..........32 

5.3 Balanço dos Encargos de Uso da Transmissão.......................................................32 

5.4 Encargos Setoriais – CCC, CDE e PROINFA.............................................................33 

6. RECEITA DOS AGENTES DE TRANSMISSÃO..............................................................35 

6.1. Receitas das Instalações em Operação Antes do Ciclo Tarifário Vigente.............35 

6.1.1. RBSE / RBL..................................................................................................................36 

6.1.2. RBNI..............................................................................................................................36 

6.2. Receitas de Novas Instalações de Transmissão com Entrada em Operação no 

Ciclo Tarifário Vigente .........................................................................................................36 

6.2.1. Receitas de Novas Instalações Pertencentes à Concessões Licitadas (RBL).....37 

6.2.2. Receitas de Novas Instalações Autorizadas (RBNIA) ............................................41 

6.4. Parcela Variável Associada à Disponibilidade de Instalações ..............................46 

6.5. Ressarcimento devido à Sobrecarga em Transformadores....................................48 

6.6. Insumo à Parcela de Ajuste 2012-2013 – PA - jun/11-mai/12 ................................48 

7. ORÇAMENTO DO ONS...................................................................................................49 

8. DEMONSTRATIVO DE RECEITAS DAS TRANSMISSORAS E DO ONS......................49 

8.1 Antecipação de Receita..............................................................................................49 

8.2 Resumo........................................................................................................................49 

9. REFERÊNCIAS................................................................................................................50 

10. ANEXOS...........................................................................................................................50 

11. CRÉDITOS .......................................................................................................................50 


1 INTRODUÇÃO 

A Apuração Mensal dos Serviços e Encargos de Transmissão – AMSE, envolve, basicamente os 

cálculos dos valores mensais das receitas dos prestadores do serviço de transmissão (Agentes 

de Transmissão e ONS) e os encargos de uso do sistema de transmissão – EUST, a serem 

cobrados de cada Usuário. 

O processo da AMSE deve considerar todos os parâmetros necessários aos cálculos das 

receitas (Receita Anual Permitida, Parcelas de Ajuste de Ciclos Anteriores, etc) e encargos 

(tarifas, demandas e gerações contratadas) descritos, bem como, todas as variáveis mensais 

envolvidas (Parcela Variável devido à Indisponibilidade de Instalações, Adicionais Financeiros 

devido à Ultrapassagem de Demanda, Novos Agentes, Orçamento Modulado do ONS, Receita 

de Novas Obras, etc). 

Este relatório tem como objetivo apresentar a discriminação de todas as parcelas que compõem 

as receitas ou encargos de cada Agente, bem como o detalhamento dos cálculos envolvidos, 

objetivando a apresentação de todos os valores a serem faturados mensalmente por cada 

Concessionária de Transmissão, a cada Usuário da Rede Básica. 

2. OBJETIVO 

Este Relatório apresenta a Apuração dos Serviços e Encargos de Transmissão referente ao mês 

de outubro de 2012, tendo como referência as seguintes Resoluções da ANEEL: 

- Resolução Homologatória nº. 1313, de 26 de junho de 2012, que estabelece as receitas 

anuais permitidas para as concessionárias de transmissão de energia elétrica, pela 

disponibilização das instalações de transmissão integrantes da Rede Básica e das demais 

instalações de transmissão; 

- Resolução Homologatória nº. 1316, de 26 de junho de 2012, que estabelece os valores das 

tarifas de uso do sistema de transmissão de energia elétrica - TUST, componentes do Sistema 

Interligado Nacional, fixa a tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu 

Binacional e estabelece o valor dos encargos de uso aplicáveis as concessionárias de 

distribuição de que trata a Resolução Normativa nº349/09. 

Ressalta-se que as receitas anuais permitidas das concessionárias de transmissão publicadas 

na Resolução Homologatória nº. 1313, para o ciclo tarifário 2012-2013, consideram os critérios 

para a composição da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional e das Tarifas de Uso do 

Sistema de Transmissão – TUST, conforme disposto na Resolução Normativa nº. 067/2004, de 8 

de junho de 2004 e encargos de uso aplicáveis às concessionárias de Distribuição, conforme 

disposto na Resolução Normativa nº 349/2009, de 13 de janeiro de 2009. 

De acordo com o Art. 5º da Resolução Normativa nº. 067/04, a TUST será constituída por duas 

componentes, sendo: TUSTRB, aplicável a todos os usuários do SIN e destinada a remunerar as 


instalações pertencentes à Rede Básica, contemplando apenas aquelas dispostas na nota 1, e 

TUSTFR, aplicável apenas à concessionária ou permissionária de distribuição que utilize as 

instalações descritas na nota 2, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou que se conecte às 

instalações descritas na nota 3, em caráter compartilhado. 

Os encargos de uso aplicáveis às concessionárias de distribuição com centrais geradoras 

conectadas em 138 e 88 kV em suas áreas de concessão, serão constituídos por duas 

componentes: 

• parcela relativa ao fluxo de exportação para a rede básica. 

• parcela relativa ao custeio do ONS. 

3. DEFINIÇÕES 

Para perfeito entendimento e interpretação deste Relatório, são adotadas as seguintes 

definições: 

Parcela de Ajuste do Ciclo Anterior – corresponde ao ajuste entre os valores recebidos e os 

de direito no ciclo tarifário anterior, compensado em 12 parcelas mensais iguais no ciclo atual. 

Pode ser positivo ou negativo, conforme tenha sido o saldo de cada agente. São calculadas 

independentemente, Parcelas de Ajustes relativas às receitas da Rede Básica e Rede de 

Fronteira. 

Rateio de Antecipação – montante rateado entre todos os agentes de transmissão, na 

proporção de suas Receitas Anuais Permitidas, gerado pelo déficit ou superávit no balanço de 

um mês. 

Receita Anual Permitida (RAP) – montante de Receita estabelecido pela ANEEL a cada agente 

de transmissão licitado, através de Resolução divulgada anualmente, a cada início de um ciclo 

tarifário. 

Receita de Passivo – corresponde ao valor de receita estabelecido pela ANEEL em Resolução 

específica referente aos serviços já prestados por cada instalação desde sua entrada em 

operação até a data explicitada na Resolução. Deve ser pago conforme orientação da ANEEL. 

Receita Permitida Mensal (RBSE) – corresponde à parcela da RAP devida a cada agente de 

transmissão, atualizada conforme Resolução ANEEL nº. 1171/2011. Esta receita refere-se às 

instalações existentes de Rede Básica, remuneradas via TUST RB , e que constam na Resolução 

ANEEL nº. 166/2001. 

1 Linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação em tensão igual ou 

superior a 230 kV. 

2 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 1º de 

julho de 2004. 

3 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. 


Receita Permitida Mensal (RBL) – corresponde à parcela da RAP atribuída às instalações 

pertencentes à concessões de transmissão licitadas, atulalizada através da Resolução ANEEL 

nº 1.171/2011. Refere-se às instalações pertencentes à concessões de transmissão licitadas 

Receita de Novas Obras (RBNI) – valores de receita estabelecidos em resolução específica 

para cada obra nova, devidos a partir da divulgação da resolução pela ANEEL, que entraram em 

operação nos ciclos tarifários anteriores e não constam na Resolução ANEEL nº. 166/2001. Esta 

receita é remunerada via TUST RB. 

Receita de Novas Obras (RBNIA) – valores de receita estabelecidos em Resolução específica, 

correspondentes às novas instalações de transmissão autorizadas pela ANEEL e com entrada 

em operação prevista para o ciclo tarifário vigente. 

Receita de Rede de Fronteira – parcela da receita anual permitida referente às instalações 

existentes integrantes da Rede Básica e das demais instalações de transmissão, conforme 

disposto na Resolução ANEEL nº. 1173/2011 e remuneradas apenas pelos usuários 

beneficiados via TUST FR . 

4. GERENCIAMENTO DOS PARÂMETROS DOS CONTRATOS 

4.1 Modelo de Cálculo dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão - EUST 

Os Agentes de Distribuição, Agentes de Importação e Exportação, Agentes de Geração 

despachados centralmente pelo ONS e Consumidores Livres e Potencialmente Livres 

conectados diretamente à Rede Básica estão sujeitos ao pagamento de encargos por sua 

utilização, conforme o modelo descrito a seguir: 

• Encargos de uso da Rede Básica a serem pagos por agentes de geração e importação: 

São os encargos a serem pagos por agentes de geração e importação que assinaram 

Contratos de Uso do Sistema de Transmissão. 

E G = π ⋅G 

[R$/mês] 

Sendo: 

i 

G 

i 

i 

EG i 

π G 

G i 

Encargo de uso da transmissão atribuído ao montante de geração da usina ou montante de 

importação que entrega energia à barra i da Rede Básica[R$]; 

Tarifa nodal de geração ou importação associada à barra i [R$/MW mês]; 

Montante de geração ou importação contratado, disponibilizado à barra i da Rede Básica 

[MW]. 

OBS.: Os agentes de geração e importação na modalidade temporária pagarão encargos “pro 

rata die” somente pelos dias em que houve utilização da Rede Básica. 


E 

GT 

Sendo: 

i 

du 

= π 

G 

⋅ G 

i T 

⋅ 

[R$/mês] 

i 

dmês 

EGT i 

π G 

G 

du 

T i 

dmês 

Encargo a ser pago por um agente de geração/importação temporário conectado a uma 

barra i da Rede Básica [R$]; 

Tarifa nodal de geração ou importação associada à barra i [R$/MW mês]; 

Montante de geração ou importação contratado pelo gerador/importador temporário 

conectado à barra i [MW]. 

Quantidade de dias de utilização da Rede Básica 

Quantidade de dias do mês de referência 

• Encargos de uso da Rede Básica a serem pagos por agentes de distribuição: 

São os encargos a serem pagos por agentes de distribuição que assinaram Contratos de Uso 

do Sistema de Transmissão. 

E = ∑π ⋅ D [R$/mês] 

DL 

Sendo: 

D i 

L i 

EDL 

Encargo de uso da transmissão atribuído a uma determinada concessionária de distribuição 

[R$]; 

π 

D 

D 

L 

Tarifa nodal de demanda associada à barra i [R$/MW mês]; 

Demanda do ponto de conexão i, de conexão entre a distribuidora e a Rede Básica [MW]. 

OBS.: Os agentes de distribuição na modalidade flexível pagarão encargos “pro rata mês” 

quando houver utilização da Rede Básica de pelo menos um dia no mês. 

• Encargos de uso da Rede Básica a serem pagos por Consumidores Livres e 

Potencialmente Livres: 

São os encargos pagos por consumidores diretamente conectados à Rede Básica de 

Transmissão. 

E 

CL 

i 

= π ⋅ D [R$/mês] 

D 

i 

CL 

i 


Sendo: 

ECL 

π D i 

DCL 

Encargo a ser pago por um consumidor livre/potencialmente livre conectado a uma barra 

i da Rede Básica [R$]; 


Demanda contratada pelo consumidor livre/pot.livre conectado à barra i [MW]. 

OBS.: Os Consumidores Livres na modalidade flexível pagarão encargos “pro rata mês” 

quando houver utilização da Rede Básica de pelo menos um dia no mês. 

• Encargos de uso da Rede Básica a serem pagos por agentes de exportação 

temporários: 

Os agentes de exportação temporários pagarão encargos “pro rata die” somente pelos dias em 

que houve utilização da Rede Básica. 

E 

ET 

Sendo: 

i 

du 

= π 

E 

⋅ D 

i ET 

⋅ 

[R$/mês] 

i 

dmês 

E 

ET i 

π 

E i 

DET i 

du 

dmês 

Encargo a ser pago por um agente de exportação temporário conectado a uma barra i da 

Rede Básica [R$]; 


Demanda contratada pelo agente de exportação temporário conectado à barra i [MW]. 

Quantidade de dias de utilização da Rede Básica 

Quantidade de dias do mês de referência 

4.2 Tarifas e Encargos de Uso da Rede Básica 

As tarifas e encargos de uso da Rede Básica são estabelecidas pela ANEEL através de 

resolução específica. 

As tarifas e encargos atuais foram estabelecidos pela Resolução Homologatória ANEEL 

nº. 1316/2012 de 26/06/12 e informadas nos seguintes anexos: 


• ANEXO I – Tarifas de uso das instalações de transmissão componentes da Rede Básica 

do Sistema Elétrico Brasileiro Interligado, aplicáveis a centrais geradoras. 

• ANEXO II – Tarifas de uso das instalações de transmissão componentes da Rede Básica 

do Sistema Elétrico Brasileiro Interligado, aplicáveis a consumidores livres, potencialmente 

livres e autoprodutores, com unidades consumidoras conectadas à Rede Básica. 

• ANEXO III – Tarifas de uso das instalações de transmissão componentes da Rede Básica 

do Sistema Elétrico Interligado aplicáveis aos agentes de importação e de exportação de 

energia elétrica. 

• ANEXO V – Tarifas de uso das instalações de transmissão componentes da Rede Básica 

do Sistema Elétrico Interligado e das demais instalações de transmissão de uso 

compartilhado aplicáveis às concessionárias de distribuição. 

• ANEXO VI – Tarifas de uso das instalações de transmissão componentes da Rede Básica 

do Sistema Elétrico Brasileiro Interligado, aplicáveis a centrais geradoras alcançadas pela 

REN 267/2007. 

• ANEXO VII – Encargos anuais a serem pagos pelas concessionárias de distribuição - de 

acordo com a REN 349/2009 (TUSDg–T e TUSDg–ONS). 

4.3 Encargos de Itaipu 

O Art. 4º, parágrafo único, da Resolução ANEEL nº. 358/02 estabelece: 

“Os encargos de uso do sistema de transmissão da Rede Básica, correspondentes ao repasse 

de potência oriunda da Itaipu Binacional, deverão ser pagos pelos detentores das respectivas 

quotas-parte.” 

Em função desta determinação, os encargos de uso da Rede Básica, correspondentes à 

potência máxima disponibilizada pela usina de Itaipu ao sistema, estão sendo apurados desde 

janeiro/2003, conforme a participação efetiva de seus cotistas. Para o ano de 2012, com base 

na Resolução Homologatória nº. 1240/11 de 06/12/2011, a potência máxima contratada de Itaipu 

é de 11.445 MW. 

Para o ciclo tarifário 2012/2013 (julho de 2012 a junho de 2013), conforme estabelecido na 

Resolução Homologatória nº. 1316/12, a tarifa de uso da UHE Itaipu é 3.525,00 (R$/MW.mês). 


As cotas-parte para rateio da potência de Itaipu também foram estabelecidas pela ANEEL 

através da Resolução Homologatória nº 1.240/11 supracitada e estão apresentadas na tabela a 

seguir: 

Concessionária Quota-parte Concessionária Quota-parte 

AMPLA 0,03377426 CATAGUAZES 0,00454038 

CEB 0,01665595 MOCOCA 0,00080262 

CELG 0,03282978 CJE 0,00197573 

ESCELSA 0,02472282 SANTA CRUZ 0,0033386 

CEMAT 0,01832318 CPEE 0,0011640 

CPFL 0,08664388 CSPE 0,00162205 

PIRATININGA 0,04500396 DME 0,00140621 

BANDEIRANTE 0,04068527 EDEVEP 0,00293083 

ELETROPAULO 0,15665024 BRAGANTINA 0,00322777 

ELEKTRO 0,04608075 CELESC 0,07068934 

LIGHT 0,08457176 ENERSUL 0,01290117 

CEMIG 0,13314232 CEEE 0,02893573 

CAIUA 0,00377056 AES-SUL 0,0331989 

NACIONAL 0,00181073 RGE 0,02967749 

AMPLA 0,03377426 COPEL 0,07892373 

4.4 Novas Concessionárias de Transmissão 

Nesta apuração, foi integrado ao o processo de Apuração Mensal de Serviços e Encargos da 

Transmissão – AMSE, a seguinte concessionária de transmissão: 

CÓD CONCESSIONÁRIA SIGLA CPST nº 

MEMÓRIA DE 

CÁLCULO DA 

RECEITA 

(nº. Anexo) 

DADOS 

CADASTRAIS 

(nº. Anexo) 

1106 

Companhia Hidroelétrica do São 

Francisco 

CHESF(LT IBICOARA- 

BRUMADO I) 

011/2007 4.1 01 


4.5 Novos Usuários 

Neste mês, os seguintes usuários da Rede Básica foram integrados ao processo da AMSE: 

CÓD SIGLA RAZÃO SOCIAL CUST Nº 

Nº DO 

ANEXO 

3196 CPFL (EOL SANTA CLARA I) SANTA CLARA I ENERGIAS RENOVÁVEIS LTDA. 026-2012 2 

3197 CPFL (EOL SANTA CLARA II) SANTA CLARA II ENERGIAS RENOVÁVEIS LTDA 027-2012 3 

3198 CPFL (EOL SANTA CLARA III) SANTA CLARA III ENERGIAS RENOVÁVEIS LTDA 028-2012 4 

3199 CPFL (EOL SANTA CLARA IV) SANTA CLARA IV ENERGIAS RENOVÁVEIS LTDA 029-2012 5 

3200 CPFL (EOL SANTA CLARA V) SANTA CLARA V ENERGIAS RENOVÁVEIS LTDA 030-2012 6 

3201 CPFL (EOL SANTA CLARA VI) SANTA CLARA VI ENERGIAS RENOVÁVEIS LTDA 031-2012 7 

3202 CPFL (EOL EURUS VI) EURUS VI ENERGIAS RENOVÁVEIS LTDA 032-2012 8 

3203 RENOVA (EOL ALVORADA) CENTRAIS EOLICAS ALVORADA S.A. 040-2012 9 

3204 RENOVA (EOL CANDIBA) CENTRAIS EOLICAS CANDIBA S.A. 041-2012 10 

3205 RENOVA (EOL GUANAMBI) CENTRAIS EOLICAS GUANAMBI S.A. 042-2012 11 

3206 RENOVA (EOL GUIRAPÁ) CENTRAIS EOLICAS GUIPARÁ S.A. 043-2012 12 

3207 RENOVA (EOL IGAPORÃ) CENTRAIS EOLICAS IGAPORA S.A. 044-2012 13 

3208 RENOVA (EOL ILHEUS) CENTRAIS EOLICAS ILHEUS S.A. 045-2012 14 

3216 RENOVA (EOL LICÍNIO DE ALMEIDA) CENTRAIS EÓLICAS LICÍNIO DE ALMEIDA S.A. 046-2012 15 

3209 RENOVA (EOL PAJEÚ DO VENTO) CENTRAIS EÓLICAS PAJEÚ DO VENTO S.A. 048-2012 16 

3210 RENOVA (EOL PINDAÍ) CENTRAIS EÓLICAS PINDAÍ S.A. 049-2012 17 

3215 RENOVA (EOL PLANALTINA) CENTRAIS EÓLICAS PLANALTINA S.A. 050-2012 18 

3217 RENOVA (EOL N.S. DA CONCEIÇÃO) CENTRAIS EOLICAS NOSSA SENHORA DA CONCEICAO S.A. 047-2012 19 

3211 RENOVA (EOL PORTO SEGURO) CENTRAIS EOLICAS PORTO SEGURO S.A 051-2012 20 

3212 RENOVA (EOL RIO VERDE) CENTRAIS EÓLICAS RIO VERDE S.A. 052-2012 21 

3213 RENOVA (EOL SERRA DO SALTO) CENTRAIS EOLICAS SERRA DO SALTO S.A 053-2012 22 

3219 DESA (EOL MORRO DOS VENTOS I) DESA MORRO DOS VENTOS I S/A 047-2012 23 

3220 DESA (EOL MORRO DOS VENTOS III) DESA MORRO DOS VENTOS III S/A 013-2012 24 

3221 DESA (EOL MORRO DOS VENTOS IV) DESA MORRO DOS VENTOS IV S/A 014-2012 25 

3222 DESA (EOL MORRO DOS VENTOS IX) DESA MORRO DOS VENTOS IX S/A 016-2012 26 

3223 DESA (EOL MORRO DOS VENTOS VI) DESA MORRO DOS VENTOS VI S/A 015-2012 27 

Os demonstrativos de cálculo são apresentados no ANEXO 4 deste relatório. 

4.6 Agentes Descontratados 

Neste mês, nenhum agente foi desconsiderado do processo da AMSE por descontratação. 

4.7 Quantidade de Agentes Participantes na AMSE 

AGENTES DE TRANSMISSÃO Empresas Concessões 

Públicas 8 28 

Privadas 68 77 

Total 76 105 


Permanentes Temporários Total 

Distribuidores 47 0 47 47 

Geradores 140 0 140 138 

Importadores 0 0 0 0 

Exportadores 0 2 2 1 

Consumidores 82 5 87 87 

Obs: 

Usuários da Rede Básica 

Quantidade de Usuários 

Contratados 

Participantes da 

AMSE no mês 

269 7 276 273 

1 - São considerados Usuários, todos os geradores, distribuidores, consumidores livres, importadores e exportadores 

que celebram CUST. Em um empreendimento administrado por um Consórcio, cada participante deste Consórcio é 

considerado um Usuário. 

2 - A regulamentação que trata do uso da rede em regime temporário é a Res. Normativa 715/01, entretanto o 

quantitativo dos agentes temporários na tabela acima, inclui os consumidores livres com contrato de reserva de 

capacidade, que têm regulamentação específica (REN 371/99 alterada pela REN 304/2008). 

3 - Agentes não participantes da AMSE deste mês conforme item 5.1.2 deste relatório. 

4.8 Atualização de Cadastros 

Os seguintes cadastros foram alterados por solicitação dos agentes: 

CÓD SIGLA ITENS ALTERADOS 

Nº DO 

ANEXO 

1035 AETE Representante para Envio de documentos e outros 28 

1057 IEMG Representante para Assuntos Financeiros 29 

1077 IE PINHEIROS Representante para Assuntos Financeiros 30 

1093 IEP Representante para Assuntos Financeiros 31 

1097 SERRA DO JAPI (IESJ) Representante para Assuntos Financeiros 32 

2007 CEAL Representante pela Contribuição dos Associados 33 

3015 CEMIG-G Representante Técnico para Assuntos Gerais Financeiros 34 


CÓD SIGLA ITENS ALTERADOS 

3151 FOZ DO CHAPECÓ 

Dados de representante para envio de documentos 

para Assuntos Financeiros 

Nº DO 

ANEXO 

3168 CERRO CHATO II Representante Tecnico para Assuntos Gerais 36 

3169 CERRO CHATO III Representante Tecnico para Assuntos Gerais 37 

5083 MIRABELA-P Dados de representante para envio de documentos 38 

5096 USJ (UTE QUIRINÓPOLIS) Representante para Assuntos Financeiros 39 

8013 VALE MANGANES (RDM) Outros Representantes 40 

35 

Os formulários com os dados cadastrais novos e alterados estão apresentados no Relatório de 

Novos Cadastros e Alterações Cadastrais – agosto/2012 (RE 2.2/0073/2012). 

5. ENCARGOS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO - EUST 

5.1 Encargos de Uso do Sistema de Transmissão – EUST - Rede Básica 

Os encargos de uso do sistema de transmissão – EUST de rede básica são calculados 

através da TUST RB e destinam-se a remunerar as instalações pertencentes à Rede Básica, 

contemplando apenas as linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e 

equipamentos de subestação em tensão igual ou superior a 230 kV. Estes encargos são 

pagos por todos os usuários. 

5.1.1. Novas TUSTs complementares à Resolução 1313/2011 

Nesta apuração não foi considerada nenhuma TUST complementar à Resolução Homologatória 

1313/12. 

5.1.2. Alterações nos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão – EUST 

Este item tem como objetivo discriminar, dentro do mês, todos os valores de Encargos de Uso 

do Sistema de Transmissão - EUST que tenham sido modificados em função de aditamentos 

contratuais, alterações de MUSTs previstas contratualmente ou mudanças de parâmetros 

previstos em regulamentação. 

Os demonstrativos de cálculo dos encargos descritos, considerando as novas tarifas, são 

apresentados nos anexos 1, 2 e 3 deste relatório. 


5.1.2.1. Agentes de Geração 

Cabe destacar nesta apuração, os seguintes pontos relacionados com os encargos de uso dos 

agentes de geração: 

• O agente de geração AES URUGUAIANA (cód. 3002) teve seu MUST alterado para zero 

conforme Resolução Autorizativa nº 1923 de 26/05/2009, e seu CUST foi distratado em 

maio/09. A alteração citada retroage a dezembro de 2008 e, o agente deverá ser 

ressarcido do valor pago no período entre dezembro e abril, sendo que o passivo 

financeiro será abatido dos encargos decorrentes do uso futuro do sistema de 

transmissão pelo agente. 

• Conforme medida liminar, os EUST cobrados referentes à UHE Ponte de Pedra 

pertencente ao agente TRACTEBEL-G (3069), estão sendo calculados segundo TUST 

equivalente á unidade geradora de UHE Itiquira conectada no mesmo barramento. 

• O despacho SRT/ANEEL nº 2253/12 determinou o ressarcimento do agente de 

geração BORBOREMA (UTE Campina Grande) – cód. 3137 após acolhimento do 

pedido da empresa de postergação da data inicial de uso do sistema de transmissão 

mediante celebração de termo Aditivo ao CUST nº 45/2009. O ressarcimento 

permanece pendente aguardando a assinatura do Termo Aditivo ao CUST. 

• O agente de geração UTE Porto Pecém I – cód. 3173 foi desconsiderado desta AMSE 

em função do disposto no Despacho nº 3220 de 26/10/12 que estabelece a data de 

início de execução do CUST em 23º de julho de 2012, e determina que o ONS inicie a 

compensação do passivo de EUST cobrados a maior em meses anteriores no valor de 

R$ 52.487.719,44. Em relação ao passivo citado, o agente ainda tem um montante 

remanescente de R$ 47.483.599,44 a ser descontado. 

• O agente de geração UTE Porto do Itaqui – cód. 3176 foi desconsiderado desta AMSE 

em função do disposto no Despacho nº 2385 de 24/07/12 que estabelece a data de 

início de execução do CUST em 1º de outubro de 2012, bem como, o início da 

compensação do passivo de EUST cobrados a maior em meses anteriores no valor de 

R$ 16.406.281,92. Em relação ao passivo citado, o agente fica com um montante 

remanescente a ser descontado nas próximas apurações no valor de R$ 

14.931.181,92. 

• Em função da entrada em operação comercial da unidade geradora nº 06, conforme 

Despacho nº 3217 de 15/10/12, foram cobrados os novos valores de EUST do agente 

UHE Santo Antônio – cód. 3183 retroativamente ao mês de fevereiro de 2012, 

conforme previsto no respectivo CUST. 

• Estão sendo cobrados do agente NEW ENERGY(EOL ALEGRIA II) – cód.3186, os 

EUST retroativos à entrada em operação pendentes de cobrança na AMSE desde o 

mês de dezembro/11. Este mês está sendo cobrada a 5ª parcela do total de 6 parcelas. 


• Nesta AMSE está sendo considerado o desconto de 50% na TUST de agentes de 

geração, que utilizam fontes alternativas de energia e têm MUST injetado no sistema 

de até 30 MW. A tabela a seguir cita os agentes de geração afetados do desconto: 

TUST 

(R$/MW .mes) 

Cód. 

Agente de Geração 

Regulamentada Incentivada 

Regulamentação 

3098 VERACEL (UTE VERACEL) 3.989,00 1.994,50 Despacho nº 1687 

3100 CERRO CHATO I 3.989,00 1.994,50 Portaria nº747 de 24/08/10 

3168 CERRO CHATO II 3.829,00 1.914,50 Portaria nº747 de 24/08/10 

3169 CERRO CHATO III 3.829,00 1.914,50 Portaria nº748 de 24/08/10 

3170 UTE ELDORADO 4.770,00 2.385,00 Portaria nº179 de 28/03/10 

3175 UTE BERNECK 2.593,00 1.296,50 REA 1732 de 16/12/08 

3177 UHE PORTO DAS ÁGUAS 5.952,00 2.976,00 Portaria nº 07 de 07/01/09 

3178 UTE COSTA RICA 5.952,00 2.976,00 Portaria nº 53 de 11/02/09 

3179 UTE NARDINI 4.673,00 2.336,50 REA 435/04 de 23/12/04 

3184 PCH INDAIAZINHO 4.673,00 2.336,50 REA 1857/09 de 24/03/09 

3185 PCH INDAIÁ GRANDE 4.673,00 2.336,50 REA 1856/09 de 24/03/09 

3187 EOL SANGRADOURO II 2.426,00 1.213,00 Portaria nº 854 de 13/10/10 

3187 EOL SANGRADOURO III 2.426,00 1.213,00 Portaria nº 702 de 06/08/10 

3192 DESENVIX(EOL MACAÚBAS) 5.125,00 2.562,50 REA 2929 de 31/05/11 

3193 DESENVIX(EOL N.HORIZONTE) 5.125,00 2.562,50 REA 3272 de 20/12/11 

3194 DESENVIX(EOL SEABRA) 5.125,00 2.562,50 Portaria nº 671 de 29/07/10 

3195 UHE PEZZI 3.218,00 1.609,00 Resolução 617 de 25/11/03 

3196 CPFL(EOL STA. CLARA I) 8.769,00 4.384,50 Portaria nº 609 de 01/07/10 

3197 CPFL(EOL STA. CLARA II) 8.769,00 4.384,50 Portaria nº 683 de 04/08/10 

3198 CPFL(EOL STA. CLARA III) 8.769,00 4.384,50 Portaria nº 610 de 01/07/10 

3199 CPFL(EOL STA. CLARA IV) 8.769,00 4.384,50 Portaria nº 672 de 29/07/10 

3200 CPFL(EOL STA. CLARA V) 8.769,00 4.384,50 Portaria nº 838 de 08/10/10 

3201 CPFL(EOL STA. CLARA VI) 8.769,00 4.384,50 Portaria nº 670 de 29/07/10 

3202 CPFL(EOL EURUS VI) 8.240,00 4.120,00 Portaria nº 273 de 26/04/11 

3203 RENOVA(EOL ALVORADA) 5.701,00 2.850,50 Portaria nº 695, de 05/08/10 


TUST 

(R$/MW .mes) 

Cód. 

Agente de Geração 

Regulamentada Incentivada 

Regulamentação 

3204 RENOVA(EOL CANDIBA) 5.701,00 2.850,50 Portaria nº 691, de 05/08/10 

3205 RENOVA(EOL GUANAMBI) 5.701,00 2.850,50 Portaria nº 700 de 09/08/10 

3206 RENOVA(EOL GUIRAPÁ) 5.701,00 2.850,50 Portaria nº 743 de 19/08/10 

3207 RENOVA(EOL IGAPORÃ) 5.701,00 2.850,50 Portaria nº 696 de 06/08/10 

3208 RENOVA(EOL ILHÉUS) 5.701,00 2.850,50 Portaria nº 690 de 05/08/10 

3209 RENOVA(EOL PAJEÚ DO VENTO) 5.701,00 2.850,50 Portaria nº 694 de 06/08/10 

3210 RENOVA(EOL PINDAÍ) 5.701,00 2.850,50 Portaria nº 699 de 05/08/10 

3211 RENOVA(EOL PORTO SEGURO) 5.701,00 2.850,50 Portaria nº 698 de 05/08/10 

3212 RENOVA(EOL RIO VERDE) 5.701,00 2.850,50 Portaria nº 742 de 19/08/10 

3213 RENOVA(EOL SERRA DO SALTO) 5.701,00 2.850,50 Portaria nº 689 de 05/08/10 

3215 RENOVA(EOL PLANALTINA) 5.701,00 2.850,50 Portaria nº 697 de 05/08/10 

3216 RENOVA(EOL LICÍNIO DE ALMEIDA) 5.701,00 2.850,50 Portaria nº 692 de 05/08/10 

3217 RENOVA(EOL N.S.CONCEIÇÃO) 5.701,00 2.850,50 Portaria nº 693 de 05/08/10 

3219 DESA(MORRO DOS VENTOS I) 8.260,00 4.130,00 Portaria 664 de 27/07/10 

3220 DESA(MORRO DOS VENTOS III) 8.260,00 4.130,00 Portaria 685 de 05/08/10 

3221 DESA(MORRO DOS VENTOS IV) 8.260,00 4.130,00 Portaria 686 de 05/08/10 

3222 DESA(MORRO DOS VENTOS IX) 8.260,00 4.130,00 Portaria 665 de 27/07/10 

3223 DESA(MORRO DOS VENTOS VI) 8.260,00 4.130,00 Portaria 663 de 27/07/10 

Todos demonstrativos de cálculo dos encargos de uso da transmissão referentes às 

alterações descritas neste item, são apresentados no ANEXO 3 deste relatório. 

5.1.2.2. Agentes de Consumo – Distribuidores e Consumidores 

Em função de alterações de MUST previstas, entrada em operação de novas subestações ou 

assinatura de novos aditivos contratuais, estão sendo alterados os EUST dos seguintes 

agentes de consumo: 


Cód. SIGLA Ponto de Conexão 

Vigência da 

Alteração 

CUST 

Referência 

Nº Adit. 

2010 ENERGISA(Borborema) Alto Branco – 69 kV Jul/12 091/02 13 

2025 COELBA Brumado II – 69 kV Jan/11 097/02 19 

2025 COELBA Ibicoara – 138 kV Jul/11 097/02 19 

2025 COELBA Jacaracanga – 69 kV Jan/12 097/02 19 

2027 COPEL Apucarana – 69 kV Jun/12 127/02 27 

2027 COPEL Guaíra – 69 kV Jun/12 127/02 27 

• Em função da retificação dos dados de demanda máxima medida no mês de agosto do 

consumidor SOLVAY, estão sendo realizadas as devidas compensações dos valores 

cobrados a menos na apuração de setembro. 

• Foi considerada nesta apuração, a compensação devido a EUST pagos a maior no mês 

anterior, em função da utilização de fontes incentivadas no mês de agosto de 2012, 

conforme dados encaminhados pela CCEE (ANEXO 10.2), caracterizando a aplicação de 

desconto na TUST naquele mês. A tabela abaixo apresenta o desconto referido. 

Cód. Consumidor Desconto (%) 

5027 VERACEL-P 50,0 

5097 UTE ELDORADO(CARGA) 50,0 

Os demonstrativos de cálculo dos EUST referentes às alterações descritas são apresentados 

no ANEXO 2 deste relatório. 

5.1.3. Consumidores com CUST na Modalidade Reserva de Capacidade 

Os usuários enquadrados na modalidade “Consumidores Livres Temporários”, contratados 

conforme as disposições da Resolução ANEEL 715/2001, Resolução Normativa nº 280/2007 e 

anteriores a Resolução Normativa nº 399/2010, pagarão encargos somente na condição de 

utilização da Rede Básica no mês e de acordo com medições fornecidas pelo CNOS, para o 

mês de competência, anterior a este mês da apuração. 


A Resolução Normativa nº 304/2008 que regulamenta a contratação e comercialização de 

reserva de capacidade por autoprodutor ou produtor independente para atendimento a 

unidade consumidora diretamente conectada às suas instalações de geração, também 

apresenta a metodologia de cálculo dos encargos de uso da transmissão a serem cobrados 

destes agentes. 

Neste mês, foram apurados encargos referentes ao uso do sistema de transmissão durante o 

mês de julho de 2012 (mês de referência), pelos consumidores ALUNORTE-RC (5004), 

BRASKEM (COPESUL)-RC (5081), BRASKEM (COPENE)-RC (5082), TKCSA-RC (5098) e 

PETROBRAS(UTE C.FURTADO)-RELAM-RC (5105). 

Em função de uma retificação da aplicação da TUST nos meses anteriores, está sendo 

realizada nesta apuração uma compensação dos valores cobrados a menor dos consumidores 

ALUNORTE-RC (5004), BRASKEM (COPESUL)-RC (5081), BRASKEM (COPENE)-RC (5082) 

e TKCSA-RC (5098). 

Os demonstrativos de cálculo dos encargos destes agentes são apresentados no ANEXO 1.4 

deste relatório. 

5.1.4. Agente Importador/Exportador Temporário 

Os usuários enquadrados na modalidade “Importador / Exportador Temporário”, contratados 

conforme as disposições da Resolução ANEEL 715/2001, pagarão encargos somente pelos 

dias em que houve utilização da Rede Básica e de acordo com medições fornecidas pelo 

CNOS, para o mês de competência, anterior ao mês da apuração. 

De acordo com as medições fornecidas pelo CNOS, o agente de exportação 

TRADENER(RIVERA) (cód. 6006) utilizou o sistema no mês de setembro de 2012. O 

demonstrativo de cálculo dos EUST deste agente é apresentado no ANEXO 1.3. 

5.1.5. Encargos de Uso dos Consumidores Potencialmente Livres 

O Decreto Lei nº. 5.163/04 estabeleceu a necessidade de separação dos contratos de compra 

de energia e uso da rede elétrica para os consumidores “potencialmente livres” de agentes 

vendedores estaduais, municipais ou federais, sendo que as resoluções homologatórias nº. 

264 e 268, de 24/11/04, homologaram os reajustes tarifários anuais aplicáveis às tarifas 

destes consumidores, respectivamente, à ELETRONORTE e à CHESF. 

5.1.6. Valores dos Encargos de Uso da Rede Básica 

Os valores dos encargos de uso da Rede Básica, por usuário, estão apresentados no ANEXO 

1, nas seguintes tabelas: 

Tabela 1.1 

Encargos de Uso dos Agentes de Distribuição - Rede Básica; 


Tabela 1.2 

Tabela 1.3 

Encargos de Uso dos Agentes de Geração – Rede Básica; 

Encargos de Uso dos Consumidores Livres Permanentes – Rede Básica; 

Tabela 1.4 

Tabela 1.5 

Encargos de Uso dos Usuários Temporários e Reserva de Capacidade – Rede 

Básica; 

Encargos de Uso dos Consumidores Potencialmente Livres – Rede Básica. 

5.1.7. Valores dos Adicionais de Encargos e Adicionais de Ultrapassagem 

Este item apresenta a síntes dos valores de adicionais de EUST e ultrapassagem de demanda 

apurados, de acordo com a metodologia constante na Resolução Normativa nº 399/10. 

Agentes de Distribuição 

Neste mês foram apurados os adicionais financeiros decorrentes de superação dos valores 

contratados nos meses de outubro e novembro de 2011. As tabelas a seguir apresentam os 

valores apurados referentes aos meses citados: 

Outubro/2011: 

COD 

Usuários 

Adicionais 

devido à 

Superação de 

MUST - 

REDE BÁSICA * 

(R$) 

Adicionais 

devido à 


MUST - REDE DE 

FRONTEIRA (R$) 

Total Adicionais 

(R$) 

2002 BANDEIRANTE 2.110,82 1.547,95 3.658,77 

2009 CEEE - D 25.176,17 223,02 25.399,19 

2011 CELESC 1.344.083,61 194.837,73 1.538.921,34 

2012 CELG - D 131.676,74 90.134,94 221.811,68 

2013 CELPA 13.925,71 8.013,28 21.938,99 

2019 CEMIG - D 1.229.150,30 245.049,96 1.474.200,26 

2021 CERJ - D 210.495,79 - 210.495,79 

2025 COELBA - D 27.344,87 11.733,04 39.077,91 

2033 ELEKTRO 29.209,25 21.971,36 51.180,61 

2036 ENERGIPE 19.094,18 14.451,03 33.545,21 

2037 ENERSUL 135.549,08 89.908,02 225.457,10 

2040 LIGHT - D 437,49 - 437,49 

2042 PIRATININGA 2.326,51 1.162,90 3.489,41 

2044 SAELPA 43,50 24,53 68,03 

2054 CERON 1.159,00 3.373,00 4.532,00 

TOTAL 

3.171.783,02 682.430,76 3.854.213,78 


Novembro/2011: 

COD 

Usuários 

Adicionais 

devido à 


MUST - 

REDE BÁSICA * 

(R$) 

Adicionais 

devido à 


MUST - REDE DE 

FRONTEIRA (R$) 

Total Adicionais 

(R$) 

2001 AES-SUL 35.209,97 11.500,36 46.710,33 

2002 BANDEIRANTE 355,37 260,78 616,15 

2009 CEEE - D 83.160,77 5.623,25 88.784,02 

2012 CELG - D 139.326,51 111.496,94 250.823,45 

2013 CELPA 13.672,81 7.209,63 20.882,44 

2014 CELPE 3.816,56 1.566,74 5.383,30 

2016 CELTINS-D 19.894,71 10.263,99 30.158,70 

2018 CEMAT 872,90 3.893,83 4.766,73 

2019 CEMIG - D 585.152,95 244.862,03 830.014,98 

2020 CEPISA 22.669,96 12.761,73 35.431,69 

2021 CERJ - D 569.667,00 - 569.667,00 

2025 COELBA - D 372,69 - 372,69 

2027 COPEL - D 11.767,65 3.466,78 15.234,43 

2032 DME 16.213,52 3.255,15 19.468,67 

2033 ELEKTRO 41.386,31 34.906,94 76.293,25 

2035 ELETROPAULO 8.774,96 174,80 8.949,76 

2036 ENERGIPE 4.847,66 1.635,82 6.483,48 

2037 ENERSUL 229.574,87 187.782,77 417.357,64 

2038 ESCELSA - D 790.544,80 790.544,80 1.581.089,60 

2041 NACIONAL 2.376,50 2.089,56 4.466,06 

2043 RGE 29.516,22 17.402,75 46.918,97 

2044 SAELPA 155.493,94 82.391,12 237.885,06 

2046 V.PARANAPANEMA - D 2.632,62 2.472,37 5.104,99 

TOTAL 

2.767.301,25 1.535.562,14 4.302.863,39 

Consumidores Livres e Potencialmente Livres 

Os valores de adicionais de EUST e adicionais de ultrapassagem de demanda, apurados para os 

consumidores livres no mês anterior, são apresentados no ANEXO 1.2 e 1.5 deste relatório. 

Agentes de Geração 

Neste mês foram apurados os adicionais financeiros decorrentes de ultrapassagem dos valores 

contratados pelos agentes de geração nos meses de outubro e novembro de 2011. Os valores 

apurados são apresentados no ANEXO 1.1 deste relatório. 


5.2 Encargos de Uso do Sistema de Transmissão – Rede Básica de Fronteira 

Os encargos de uso do sistema de transmissão da Rede de Fronteira são calculados através 

da TUST FR e destinam-se a remunerar as instalações conectadas diretamente à Rede Básica, 

no caso transformadores abaixadores e conexões associadas, de uso exclusivo ou 

compartilhado, e demais instalações de transmissão, em nível de tensão inferior a 230 kV, de 

uso compartilhado. Estes encargos são pagos somente pelas distribuidoras beneficiadas. 

As alterações nos EUST referentes à Rede de Fronteira configuradas neste mês, estão 

associadas às mudanças de MUST descritas no item 5.1.2 deste relatório. 

OS demonstrativos de cálculo dos encargos de uso da Rede de Fronteira referenteS aos 

agentes citados no item 5.1.3, são apresentados no ANEXO 2 deste relatório. 

5.3 Balanço dos Encargos de Uso da Transmissão 

A tabela a seguir apresenta a participação dos usuários no pagamento dos encargos de uso 

do sistema de transmissão, Rede Básica e de Fronteira na apuração de outubro de 2012 e no 

ciclo tarifário 2012/2013. 

USUÁRIOS 

Encargos de Uso da Transmissão 

R.Básica R.Fronteira Total Outubro 

Total Ciclo 12/13 

Distribuidores 485.327.483,14 138.856.709,34 624.184.192,48 3.022.905.513,56 

Distribuidores (Itaipu) 40.343.625,41 0,00 40.343.625,41 213.187.619,61 

Geradores 395.894.485,73 0,00 395.894.485,73 1.895.184.035,61 

Importadores 0,00 0,00 0,00 

Consumidores Livres/Pot.Livres 39.834.441,40 362.522,74 40.196.964,14 190.014.726,18 

Usuários Temporários 1.730.850,35 0,00 1.730.850,35 32.337.690,89 

Abatimento devido a PV * (4.379.019,56) (915.280,11) (5.294.299,67) (27.865.348,80) 

Total Encargos de Uso 958.751.866,48 138.303.951,97 1.097.055.818,45 5.325.764.237,07 

A participação dos usuários no pagamento dos EUST nesta apuração pode ser visualizada no 

gráfico a seguir: 


5.4 Encargos Setoriais – CCC, CDE e PROINFA 

Os encargos setoriais considerados pelo ONS no âmbito da Apuração Mensal de Serviços e 

Encargos da Transmissão – AMSE, compreendem as quotas da Contas de Consumo de 

Combustíveis Fósseis – CCC, da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE e do Programa 

de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA, atribuídas às 

concessionárias de transmissão, que serão repassadas às unidades consumidoras 

(consumidor livre e/ou autoprodutor), conectadas às suas respectivas instalações de 

transmissão, integrantes da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional. 

Segundo os procedimentos estabelecidos, as quotas mensais de CCC, CDE e PROINFA, 

atribuídas às concessionárias de transmissão, são repassadas aos consumidores mediante 

encargo tarifário incluído na apuração mensal de encargos de uso do sistema de transmissão, 

calculadas em função da energia elétrica consumida pelas unidades consumidoras (fornecida 

pela CCEE) e pelas tarifas específicas de cada conta. 

Os critérios e procedimentos estabelecidos para que as concessionárias de transmissão que 

atendam consumidor livre e/ou autoprodutor, com unidade de consumo conectada às 

respectivas instalações de transmissão integrantes da Rede Básica, passem a ser cotistas da 

CCC e da CDE estão apresentados nas Resoluções Normativas nº 074/04 de 15/07/04, nº 

166/05 de 10/10/2005 (ambas sobre CCC e CDE) e nº 127/04, de 6/12/04 (PROINFA). 

Estão sendo consideradas as seguintes metodologias para cálculo dos encargos setoriais: 

Cota CCC isolado 

Cota CDE 

Cota PROINFA 

= (E cons – G própria ) x T CCC isolado 

= (E cons – G própria ) x T CDE 

= (E cons – G própria ) x TPROINFA 


Sendo: 

E cons : Energia Consumida 

G própria : Geração própria proveniente de autoprodução ou produção 

independente 

T CCC isol. : Tarifa de CCC do Sistema Isolado 

T CDE 

: Tarifa de CDE 

T PROINFA : Tarifa de PROINFA 

Nesta apuração, cabe destacar os seguintes pontos: 

• A CCEE, informou a relação de consumidores livres e/ou autoprodutores, com unidade de 

consumo conectada às instalações de transmissão integrantes da Rede Básica, com os 

respectivos montantes mensais consumidos e gerados, verificados no mês de setembro de 

2012 (ANEXO 10.1). 

• Estão sendo consideradas no cálculo dos encargos de CCC do Sist. Isolado e CDE, as 

tarifas publicadas na Resolução Homologatória nº 1313/12 e válidas no ciclo tarifário - de 

julho de 2012 a junho de 2013 (referentes aos meses das medições). 

• No cálculo dos encargos de PROINFA estão sendo consideradas as tarifas publicadas na 

Resolução Homologatória 1.244/11 de 13/12/2011, com vigência entre o mês de setembro 

de 2011 e agosto de 2012. 

• Estão sendo compensados os encargos de PROINFA cobrados a menor do consumidor 

SOLVAY nos meses anteriores. Neste mês está sendo compensada a 5ª parcela do total de 

6. 

• Estão sendo compensados os encargos setoriais dos consumidores ALUMAR-Redução e 

CBA(Cabreúva)-P em função de recontabilização dos dados de energia encaminhados pela 

CCEE. Em ambos os casos, em função do passivo ser maior que o valor a pagar no mês, 

os encargos setoriais foram abatidos na sua totalidade ficando o passivo remanescente 

para a devida compensação nas apurações seguintes. 

A tabela a seguir apresenta os encargos setoriais apurados neste mês, e os valores acumulados 

no ciclo tarifário 2012/2013: 


Encargos Setoriais 

Encargos de CCC 

Encargos de CDE 

Encargos de PROINFA 

Total Encargos Setoriais 

Total Outubro Total Ciclo 12/13 

21.665.656,09 264.650.254,60 

17.020.276,48 89.149.574,45 

16.588.725,57 101.625.763,31 

55.274.658,14 455.425.592,36 

Os cálculos dos encargos setoriais apurados neste mês encontram-se detalhados na tabela 1.8 

do ANEXO 1 deste relatório. 

6. RECEITA DOS AGENTES DE TRANSMISSÃO 

6.1. Receitas das Instalações em Operação Antes do Ciclo Tarifário Vigente 

Para o ciclo tarifário de 2012-2013, os agentes de transmissão são remunerados com receitas 

mensais equivalentes a 1/12 (um doze avos) dos valores globais das respectivas Receitas 

Anuais Permitidas publicadas na Resolução Homologatória nº 1316/12 de 26/06/12. 

Conforme descrito no item 3, as Receitas Anuais Permitidas das instalações constantes nos 

contratos de concessão das concessionárias de transmissão, podem ser classificadas como 

RBSE, RBL ou RBNI, dependendo do tipo de outorga ou concessão.. 

Conforme disposto no Art.2º da Resolução Homologatória nº 1316/12, o ONS fica autorizado a 

incluir nos Avisos de Crédito – AVC dos concessionários de transmissão relacionados no 

ANEXO IX desta resolução, os valores referentes às alíquotas nominais do PIS/PASEP e da 

COFINS, necessários à cobertura dos dispêndios destes tributos. O cálculo desses valores 

tende à seguinte expressão: 

Valor Bruto 

= 

Valor Líquido 

( 1 − ( ∑ Alíquotas de PIS/PASEP e COFINS 

) 

As concessões de transmissão listadas no anexo referido, que encontram-se em operação 

comercial e portanto, participam da AMSE, são: STC (1050), SMTE (1051) ATE III (1052), RS 

Energia (1053), INTESA (1054), ETES (1056), IEMG (1057), TRIANGULO (1058), SPTE (1059), 

RPTE (1060), PCTE (1061), ATE VII (1062), COPEL(Bateias-Pilarzinho) (1063), JTE (1065), 

BRASNORTE (1066), ELETROSUL (SE MISSÕES) (1067), COQUEIROS (1068), ELETROSUL 

(P.MÉDICI-STA.CRUZ) (1069), ATE VI (1070), ATE IV (1072), ATE V (1073), CHESF (PICOS- 

TAUÁ) (1074), ELETRONORTE(SLUISII-SLUISIII) (1076), IE PINHEIROS (1077), PEDRAS 

(1078), ELETRONORTE (SE MIRANDA II), IRACEMA (1079), (1080), IESUL (1081), BRILHANTE 

(1082), IENNE (1083), EBTE (1084), TER (1085), SE NARANDIBA (1090), ITATIM (1089), 


COPEL(FOZ-CASCAVEL OESTE) (1091), ETEM (1092), IEP (1093), TME (1094), 

ELETRONORTE (LT R.G./ BALSAS) (1095), CATXERÊ (1096) e SERRA DO JAPI (IESJ) (1097), 

CHESF (LT JARDIM-PENEDO) (1098), IESUL(FORQUILHINHA) (1099), RBTE (1100), 

ENCRUZO NOVO (1101), ARARAQUARA (1102), PVTE (1103), TSP (1104), CHESF(NATALIII- 

S.RITA-ZEBU) (1105) e CHESF(SE SUAPE II e III). 

6.1.1. RBSE / RBL 

Os valores atualizados das receitas RBSE e RBL referentes às instalações de transmissão em 

operação antes do início do ciclo tarifário vigente, constam na Resolução Homologatória nº 

1.316/12 e são apresentadas na tabela 5.1 do ANEXO deste relatório. 

6.1.2. RBNI 

As Receitas de Novas Obras - RBNI integrantes da Rede Básica, correspondem às receitas 

atribuídas às instalações outorgadas mediante Resoluções Autorizativas e que foram integradas 

ao SIN antes do início do ciclo tarifário vigente. As receitas RBNI foram atualizadas na Resolução 

Homologatória nº 1316/12 e são apresentadas na tabela 5.2 do ANEXO 5 deste relatório. 

As instalações autorizadas que entraram em operação no ciclo tarifário passado (TLP emitidos até 

junho de 2012) e que vinham recebendo receita parcial em função de pendências não impeditivas 

próprias, tiveram suas receitas integrais RBNI atualizadas, publicadas no ANEXO 1 da REH 

1316/12. No âmbito do processo mensal da AMSE, os valores que vinham sendo descontados 

(10% da RAP) conforme a Resolução Normativa 454/11, também foram atualizados no primeiro 

mês deste ciclo tarifário conforme RAMSET de julho de 2012. 

Outras instalações autorizadas que entraram em operação no ciclo tarifário passado, não tiveram 

suas receitas incluídas no ANEXO 1 (RBNI) e sim no ANEXO V da REH nº 1316/12, ou seja, 

foram consideradas pela ANEEL como previstas para entrada em operação neste ciclo tarifário 

(RBNIA). Considerando que no âmbito da AMSE, essas instalações devem continuar sendo 

contabilizadas como RBNIA (embora já tenham iniciado a operação no ciclo anterior), as mesmas 

tiveram suas receitas RBNIA atualizadas de acordo com a Resolução citada no primeiro mês do 

ciclo tarifário vigente. 

6.2. Receitas de Novas Instalações de Transmissão com Entrada em Operação no 

Ciclo Tarifário Vigente 

O ONS é responsável pelo processo de verificação dos requisitos necessários à integração de 

novas instalações à Rede Básica. Essas instalações são autorizadas a entrarem em operação 

comercial a partir da emissão dos Termos de Liberação - TL pelo ONS. 

Em função do status de cumprimento dos requisitos estabelecidos no submódulo 24.3 dos 

Procedimentos de Rede, os Termos de Liberação podem ter caráter de teste (TLT), parcial (TLP) 


- quando da existência de pendências não impeditivas próprias ou de terceiros, ou caráter 

definitivo (TLD). Os TLP e TLD permitem o início do recebimento das receitas. 

A Resolução Normativa nº 454/2011 de 18/10/2011 estabelece as condições para entrada em 

operação de novas instalações, bem como, os critérios para emissão dos termos de liberação. 

Segundo a REN 454/2011, a emissão dos TLD ou dos TLP para instalações com pendências 

não impeditivas causadas por teceiros, caracterizam o início do pagamento integral das receitas. 

Ainda de acordo com a REN 454/2011, a emissão dos TLP para instalações com pendências 

não impeditivas próprias, caracteriza o início do pagamento de receita parcial, até que as 

pendências sejam solucionadas e o TLD seja emitido. Neste período tais instalações devem ser 

remuneradas com 90% do valor de suas receitas permitidas. 

O ONS, na sua rotina de acompanhamento da emissão dos TL, efetua os pagamentos de acordo 

com a situação das pendências de cada instalação informada nos Termos de Liberação. 

No âmbito da ativdade de subsídio ao cálculo da Parcela de Ajuste de responsabilidade da 

ANEEL, cabe ao ONS, registrar mensalmente as receitas pagas referentes a cada Termo de 

Liberação (TLP ou TLD) emitido durante o ciclo, bem como, eventuais descontos na receita 

devido ao pagamento parcial ou cancelamento de TL. 

6.2.1. Receitas de Novas Instalações Pertencentes à Concessões Licitadas (RBL) 

Neste mês, foram emitidos Termos de Liberação associados a novas instalações licitadas e ainda 

não consideradas no processo da AMSE. São elas: 

CHESF (IBICOARA-BRUMADO II) (1104) 

Item 

Termo de 

Liberação 

Parcial 

ONS 

Instalação Tipo CCO 

Entrada em 

Operação 

1 169/P/10/2012 

2 169/P/10/2012 

3 169/P/10/2012 

4 170/P/10/2012 

Construção do 1° circuito da LT 230 kV Brumado II / 

Ibicoara, com extensão de 105 km. 

Instalar, na SE Brumado II, uma entrada de linha, em 230 

kV, para o 1° circuito da LT 230 kV Brumado II / Ibicoara. 

Instalar, na SE Ibicoara, uma entrada de linha, em 230 kV, 

para o 1° circuito da LT 230 kV Brumado II / Ibicoara 

Instalar, na SE Ibicoara, uma interligação de barramentos 

IB1, em 500 kV, arranjo disjuntor e meio. 

RB 010/2007 23/08/2012 

RB 010/2007 23/08/2012 

RB 010/2007 23/08/2012 

RB 010/2007 23/08/2012 


Item 

Termo de 

Liberação 

Parcial 



Entrada em 

Operação 

5 170/P/10/2012 

Instalar, na SE Ibicoara, uma interligação de barramentos 

IB1, em 230 kV, arranjo barra dupla a 4 chaves. 

RB 010/2007 23/08/2012 

6 171/P/10/2012 

9 171/P/10/2012 

10 171/P/10/2012 

Instalar, na SE Ibicoara, um módulo de conexão, em 500 kV, 

para o banco de autotransformadores TR1 500/230 kV - 

3x100 MVA. 

Instalar, na SE Ibicoara, um banco de autotransformadores 

TR1 500/230 kV - 3x100 MVA. 


para o banco de autotransformadores TR1 500/230 kV - 

3x100 MVA. 

RB 010/2007 23/08/2012 

RB 010/2007 23/08/2012 

RB 010/2007 23/08/2012 

11 172/P/10/2012 

Instalar, na SE Ibicoara, uma unidade reserva TRR1 

500/230 kV - 100 MVA para o banco de 

autotransformadores TR1 500/230 kV - 3x100 MVA. 

RB 010/2007 23/08/2012 

12 173/P/10/2012 

13 173/P/10/2012 

14 173/P/10/2012 

15 174/P/10/2012 

16 174/P/10/2012 

17 174/P/10/2012 


para o transformador trifásico TR2 230/138 kV - 55 MVA. 

Instalar, na SE Ibicoara, um transformador trifásico TR2 

230/138 kV - 55 MVA. 





Instalar, na SE Ibicoara, um transformador trifásico TR3 

230/138 kV - 55 MVA. 



RBF 010/2007 23/08/2012 

RBF 010/2007 23/08/2012 

RBF 010/2007 23/08/2012 

RBF 010/2007 23/08/2012 

RBF 010/2007 23/08/2012 

RBF 010/2007 23/08/2012 

O demonstrativo de cálculo da receita das instalações citadas é apresentado na tabela 4.1 do 

ANEXO 4 deste relatório. 


Em função da emissão de termos de liberação, também estão sendo pagas este mês, receitas 

RBL relativas à instalações pertencentes à concessionárias já participantes da AMSE. São elas: 

SERRA DO JAPI (1097) 

Item 

Termo de 

Liberação 


Instalação 

Tipo 

CCO 

Entrada em 

Operação 

1 161/P/10/2012 

Instalar, na SE Jandira, um autotransformador 

monofásico reserva TRR1 440/138-88 kV – 133,34 MVA. 

RBF 026/2009 26/09/2012 



RBTE (1100) 

Item 

Termo de 

Liberação 

Provisório 


Instalação 

Tipo 

CCO 

Entrada em 

Operação 

1 168/P/10/2012 

2 168/P/10/2012 

Instalar, na SE Rio Branco, um compensador estático CE1 – (- 

20/+55) Mvar, com transformador elevador para 230 kV. 

Instalar, na SE Rio Branco, um módulo de conexão do 

compensador estático CE1 – (-20/+55) Mvar, com 

transformador elevador para 230 kV. 

RB 022/2009 10/09/2012 

RB 022/2009 10/09/2012 



PVTE (1103) 

Item 

Termo de 

Liberação 



Entrada em 

Operação 

1 162/P/10/2012 

2 162/P/10/2012 

Instalar,na SE Coletora Porto Velho,um módulo de conexão para o 

back-to-back BTB1, em 500kV, arranjo disjuntor e meio. 

Instalar, na SE Coletora Porto Velho, back-to-back BTB1, com 

pontes de 12 pulsos,de 400 MW, incluindo trafo conversor de 3 

enrolamentos 500kV(Y/YeY/D),trafo conversor de 3enrolamentos 

230kV(Y/Y e Y/D), os reatores de alisamento, além de um trafo 

reserva por grupo 500kV e 230kV (totalizando 2 trafos) 

compartilhados com moBTB2. Ocompensador síncrono, assim 

comoos trafos necessários asua conexão emódulo de conexão 

foram substituídos por uma solução integrada ao Back-to-Back. 

RB 010/2009 28/08/2012 

RB 010/2009 28/08/2012 


Item 

Termo de 

Liberação 



Entrada em 

Operação 

3 162/P/10/2012 

4 163/P/10/2012 

5 163/P/10/2012 

6 163/P/10/2012 

7 164/P/10/2012 

8 164/P/10/2012 

9 164/P/10/2012 

10 164/P/10/2012 

11 164/P/10/2012 

12 164/P/10/2012 

13 164/P/10/2012 

14 164/P/10/2012 

15 165/P/10/2012 

16 165/P/10/2012 

Instalar,na SEColetora Porto Velho,um módulo de conexão para o 

back-to-back BTB1, em 230kV, arranjo barra dupla 4 chaves. 


back-to-back BTB2, em 500kV, arranjo disjuntor e meio. 

Instalar, na SE Coletora Porto Velho, back-to-back BTB2, com 

pontes de 12 pulsos,de 400 MW, incluindo trafo conversor de 3 

enrolamentos 500kV(Y/YeY/D),trafo conversorde 3enrolamentos 

230kV(Y/YeY/D),os reatores de alisamento.OBTB2 compartilhará 

trafos reservas do BTB1. O compensador síncrono, assim como os 

trafos necessários a sua conexão e módulo de conexão foram 

substituídos por uma solução integrada ao Back-to-Back. 


back-to-back BTB2, em 230kV, arranjo barra dupla 4 chaves. 

Instalar, na SE Coletora Porto Velho, grupo de filtros AC GF1, em 

230 Kv. 

Instalar, na SE Coletora Porto Velho, módulo de conexão para o 

Grupo de Filtros AC GF1, em 230 kV, arranjo barra dupla 4 chaves. 


230 kV. 




230 kV, com potência de -XX/XX MVAr. 




230 kV, com potência de -XX/XX MVAr. 




500 kV. Este Grupo de Filtros está conectado no barramento de 

500 kVatravés do módulo de conexão do Grupo de Filtros ACGF1, 

que é do Concessionário da Conversora 01. 


500 kV. Este Grupo de Filtros está conectado no barramento de 

500 kVatravés do módulo de conexão do Grupo de Filtros ACGF2, 

que é do Concessionário da Conversora 01. 

RB 010/2009 28/08/2012 

RB 010/2009 28/08/2012 

RB 010/2009 28/08/2012 

RB 010/2009 28/08/2012 

RB 010/2009 28/08/2012 

RB 010/2009 28/08/2012 

RB 010/2009 28/08/2012 

RB 010/2009 28/08/2012 

RB 010/2009 28/08/2012 

RB 010/2009 28/08/2012 

RB 010/2009 28/08/2012 

RB 010/2009 28/08/2012 

RB 010/2009 28/08/2012 

RB 010/2009 28/08/2012 

17 166/P/10/2012 

Instalar, na SE Coletora Porto Velho, um módulo geral MG1, em 

500 kV, arranjo disjuntor e meio. 

18 166/P/10/2012 

Instalar, na SE Coletora Porto Velho, uma interligação de 

barramentos IB1, em 500 kV, arranjo disjuntor e meio. 

RB 010/2009 28/08/2012 

RB 010/2009 28/08/2012 




TSP (1104) 

Item 

Termo de 

Liberação 


Instalação 

Tipo 

CCO 

Data da 

Liberação 

Provisória 

1 

2 

183/P/10/2012 

3 

4 

5 

184/P/10/2012 

6 

7 185/P/10/2012 

8 

9 186/P/10/2012 

10 

Instalar, na SE Itatiba, um banco de transformadores 

monofásicos TR1 500/138-13,8 kV – 3x133,34 MVA. 

Instalar, na SE Itatiba, um módulo de conexão, em 500 kV, 

para o transformador monofásico TR1 500/138- 13,8 kV - 

3x133,34 MVA, arranjo disjuntor e meio. 


para o transformador monofásico TR1 500/138-13,8 kV - 

3x133,34 MVA, arranjo barra dupla a 4 chaves. 

Instalar, na SE Itatiba, um banco de transformadores 

monofásicos TR2 500/138-13,8 kV – 3x133,34 MVA. 



3x133,34 MVA, arranjo disjuntor e meio. 



3x133,34 MVA, arranjo barra dupla a 4 chaves. 

Instalar, na SE Itatiba, um transformador monofásico 

reserva TRR1 500/138-13,8 kV – 133,34 MVA. 

Instalar, na SE Itatiba, um módulo geral MG1, em 500 kV, 

arranjo disjuntor e meio. 

Instalar, na SE Itatiba, uma interligação de barramentos IB1, 

em 500 kV, arranjo disjuntor e meio. 

Instalar, na SE Itatiba, uma interligação de barramentos IB2, 


RBF 024/2009 16/10/2012 

RBF 024/2009 16/10/2012 

RBF 024/2009 16/10/2012 

RBF 024/2009 16/10/2012 

RBF 024/2009 16/10/2012 

RBF 024/2009 16/10/2012 

RBF 024/2009 16/10/2012 

RB 024/2009 16/10/2012 

RB 024/2009 16/10/2012 

RB 024/2009 16/10/2012 

6.2.2. Receitas de Novas Instalações Autorizadas (RBNIA) 

Este item apresenta as novas instalações integrantes da Rede Básca, constantes nos TL 

apurados neste mês, outorgadas mediante Resoluções Autorizativas e que foram integradas ao 

SIN durante o ciclo tarifário atual (não consideradas no cálculo da RBNI a ser paga no ciclo). 

A tabela 5.3 do ANEXO 5 apresenta os valores totais a serem auferidos às transmissoras, 

referentes à Receita RBNIA. Em função dos Termos de liberação apurados neste mês, foram 

iniciados os pagamentos de RBNIA para as seguintes instalações da Rede Básica: 


CHESF (1006) 

Item 

Termo de 

Liberação 


Instalação Tipo REA 

Entrada em 

Operação 

1 156/P/10/2012 

2 

3 

4 

5 

6 

7 

8 

157/P/10/2012 

158/P/10/2012 

159/P/10/2012 

JAGUARARI-SE - Instalar um módulo de interligação de 

barramentos 230 kV. 

Adequar aentrada de linha 230 kV da SE Jaguarari, arranjo 

barra dupla a cinco chaves, para o primeiro circuito da LT 

Juazeiro II/ Jaguarari originada do seccionamento da LT 

Juazeiro II/Senhordo Bonfim IIcom ainclusão de um disjuntor 

e duas chaves seccionadoras. 

JAGUARARI-SE -Adequar as proteções da EL 230 kV da SE 

Juazeiro II devido àderivação da LT 230 kVJuazeiro II/Senhor 

do Bonfim II na SE Jaguarari. 

Instalar o primeiro circuito da LT 230 kV JAGUARARI-SE / 

SR.BONFIM II C-1 BA originado do seccionamento do circuito 

LT 230 kV JUAZEIRO II /SR.BONFIM II C-1 BA na SE 

JAGUARARI-SE (Complementação da LT 230 kV Jaguarari - 

Rama Juazeiro II - Sr. Bonfim II) 

Adequar aentrada de linha 230 kV da SE Jaguarari, arranjo 

barra dupla acinco chaves,para oprimeiro circuito da LT S.do 

Bonfim II/ Jaguarari originada do seccionamento da LT 

Juazeiro II/ S. do Bonfim II com ainclusão de um disjuntor e 

duas chaves seccionadoras.II com ainclusão de um disjuntor 

e duas chaves seccionadoras. 

SR.BONFIM II -Adequar as proteções da EL 230 kV da SE 

Senhor do Bonfim II devido àderivação da LT 230 kV Juazeiro 

II/Senhor do Bonfim II na SE Jaguarari. 

RB 2.173/2009 27/09/2012 

RB 2.173/2009 27/09/2012 

RB 2.173/2009 27/09/2012 

RB 2.173/2009 27/09/2012 

RB 2.173/2009 27/09/2012 

RB 2.173/2009 27/09/2012 

B.JESUS LAPA - Instalar um módulo de conexão de 

transformador 230kV, arranjo barra principal etransferência, 

RBF 2.173/2009 27/09/2012 

para oretorno àoperação comercial do transformador 230/69 

kV - 33 MVA. 

B.JESUS LAPA - Instalar um módulo de conexão de 

transformador 69 kV, arranjo barra principal e transferência, 

RBF 2.173/2009 27/09/2012 

para oretorno àoperação comercial do transformador 230/69 

kV - 33 MVA. 

9 PICOS - Instalar o 4º transformador 230/69 kV - 50 MVA. RBF 2.173/2009 27/09/2012 

10 

11 

160/P/10/2012 

PICOS -Instalar conexão de transformador 230 kV, arranjo 

barra principal e de transferência, para o 4º transformador RBF 2.173/2009 27/09/2012 

230/69 kV - 50 MVA. 

PICOS -Instalar conexão de transformador 69 kV,arranjo barra 

principal ede transferência,para o4º transformador230/69 kV- RBF 2.173/2009 27/09/2012 

50 MVA. 




ELETRONORTE (1012) 

Item 

Termo de 

Liberação 



Entrada em 

Operação 

1 179/P/10/2012 

SERIO BRANCO: Instalação de Módulo de Equipamento para 

Transformador Trifásico de 230kV. 

RBF 2533/2010 05/10/2012 

2 179/P/10/2012 

3 179/P/10/2012 

4 180/P/10/2012 

5 180/P/10/2012 

SE RIOBRANCO: Instalação do 3° Transformador Trifásico de 

230/69/13,8 kVe100 MVA,associadas ao Módulo de Manobra 

de 230kV com Barramente Principal Transferido (BPT). 

SE RIO BRANCO: Instalação do módulo de conexão em 69kV, 

arranjo do tipo barra principal etransferência, para oterceiro 

transformador trifásico 230/69kV. 

SERIO BRANCO: Instalação de módulo de infra-estrutura de 

manobra. 

SERIO BRANCO: Adequação da interligação de barramento 

pela troca de proteção da barra. 

RBF 2533/2010 05/10/2012 

RBF 2533/2010 05/10/2012 

RB 2533/2010 05/10/2012 

RB 2533/2010 05/10/2012 



FURNAS (1018) 

Item 

Termo de 

Liberação 



1 181/P/10/2012 

2 181/P/10/2012 

3 181/P/10/2012 

4 182/P/10/2012 

5 182/P/10/2012 

6 182/P/10/2012 

Na SE Samambaia, um banco de autotransformadores monofásicos 

345/138/13,8 kV – 3x75 MVA; 

Na SE Samambaia, um módulo de conexão de transformador em 345 kV, 

arranjo barra dupla acinco chaves,para obanco de autotransformadores 

monofásicos 345/138/13,8 kV – 3x75 MVA. 

Instalar na SE Samambaia,Um módulo de conexão de transformador em 

138 kV, arranjo barra dupla a cinco chaves, para o banco de 

autotransformadores monofásicos 345/138/13,8 kV – 3x75 MVA. 

SE RIO VERDE: Instalar o3º banco de autotransformadores monofásicos 

230/138 kV - 3x 33,3 MVA. 

SE RIO VERDE: Instalar modulo de conexão de transformador 230 kV, 

arranjo barra dupla a cinco chaves. 

SE RIO VERDE: Instalar modulo de conexão de transformador 138 kV, 

arranjo barra principal e de transferencia. 

RBF 1938/2009 

RBF 1938/2009 

RBF 1938/2009 

RBF 2367/2010 

RBF 2367/2010 

RBF 2367/2010 




ERTE (1028) 

Item 

Termo de 

Liberação 



Data de 

emissão 

do TLD 

1 219/D/10/2012 

2 219/D/10/2012 

3 219/D/10/2012 

4 219/D/10/2012 

5 220/D/10/2012 

6 220/D/10/2012 

7 221/D/10/2012 

8 221/D/10/2012 

9 221/D/10/2012 

10 221/D/10/2012 

11 222/D/10/2012 

12 222/D/10/2012 

13 222/D/10/2012 

Entrada de linha (230KV - BD4) - Adequação do sistema de 

proteção, controle e supervisão. 

Instalar ocircuito LT 230 kV CASTANHAL/SANTA MARIA C-1 PA 

originado do seccionamento do circuito LT 230 kV VILA DO 

CONDE /SANTA MARIA C-1 PA na SE CASTANHAL. 




Instalar, na SE CASTANHAL, um módulo de entrada de linha para 

ocircuito LT 230 kVCASTANHAL/SANTAMARIAC-1 PAoriginado 

do seccionamento do circuito LT 230 kVVILADO CONDE/SANTA 

MARIA C-1 PA na SE CASTANHAL. 

Instalar na SE Castanhal um banco de capacitores série em 230 

kV, 151 Mvar. 

Instalar na SE Castanhal, um módulo de conexão do banco de 

capacitores série em 230 kV 151 Mvar, arranjo barra dupla a 

quatro chaves. 

Instalar, na SE CASTANHAL, um módulo de entrada de linha para 

o circuito LT 230 kV VILA DO CONDE /CASTANHAL C-1 PA 





CONDE /SANTA MARIA C-1 PA na SE CASTANHAL 

Instalar ocircuito LT230 kV VILA DO CONDE /CASTANHAL C- 

1PA originado do seccionamento do circuito LT 230 kV VILA 

DO CONDE /SANTA MARIA C-1 PA na SE CASTANHAL 

Instalar ocircuito LT230 kV VILA DO CONDE /CASTANHAL C- 

1PA originado do seccionamento do circuito LT 230 kV VILA 

DO CONDE /SANTA MARIA C-1 PA na SE CASTANHAL 

Construção da Subestação Castanhal composta por um 

módulo de infra-estrutura geral em 230 kV, arranjo barra dupla 

a quatro chaves. 

Instalar, na SE Castanhal, um Módulo de Interligação de barras 

em 230 kV, arranjo barra dupla a quatro chaves. 

Construção da Subestação Castanhal, composta por um módulo 

de infra-estrutura geral em 230 kV,arranjo barra dupla aquatro 

chaves. 

RB 2.028/2009 27/09/2012 

RB 2.028/2009 27/09/2012 

RB 2.028/2009 27/09/2012 

RB 2.028/2009 27/09/2012 

RB 2.028/2009 27/09/2012 

RB 2.028/2009 27/09/2012 

RB 2.028/2009 27/09/2012 

RB 2.028/2009 27/09/2012 

RB 2.028/2009 27/09/2012 

RB 2.028/2009 27/09/2012 

RB 2.028/2009 27/09/2012 

RB 2.028/2009 27/09/2012 

RB 2.028/2009 27/09/2012 




ATE III (1052) 

Item 

Termo de 

Liberação 



Entrada em 

Operação 

1 206/D/10/2012 

2 206/D/10/2012 

Instalar, na SE Itacaiúnas, um módulo módulo de 

interligação de barramentos 500 kV, arranjo disjuntor e 

meio, para o banco de tranformadores monofásicos 

500/230-13,8kV, 3 x 150 MVA. 

Complemento de módulo de infraestrutra geral 500 kV, 

arranjo disjuntor e meio, referente à instalação do 3° 

banco de autotransformadores 500/230-13,8kV, 3 x 150 

MVA 

RB 2.563/2010 27/09/2012 

RB 2.563/2010 27/09/2012 



ATE II (1062) 

Item 

Termo de 

Liberação 



Entrada em 

Operação 

1 204/D/10/2012 

Realocação de 0,6 km da LT230 kVCascavel Oeste - 

Foz do Iguaçu Norte na chegada da SE Cascavel 

Oeste e construção do novo pórtico destinado ao 

reencabeçamento da LT. 

RB 3238/2011 19/09/2012 



Observa-se que as receitas RBNIA relativas às instalações pertencentes à Rede de Fronteira 

foram previstas e incluídas no cálculo das TUST FR ,. Quaisquer diferenças configuradas entre 

os valores previstos e realizados neste ciclo, são compensadas através da Parcela de Ajuste 

de Fronteira no ciclo tarifário seguinte. 

6.3. Receita dos Agentes de Transmissão – Rede de Fronteira 

A receita da Rede de Fronteira remunera os transformadores da Rede Básica de Fronteira e 

as DIT’s compartilhadas, através dos encargos calculados com a TUST FR . 

De acordo com o item III.9.5 da Nota Técnica nº. 099/2012-SRT/ANEEL que subsidia a REH 

1.313/12, de 26/06/2012, a receita total anual de fronteira prevista para o ciclo 2012/2013 é de 

R$ 1.659.837.320,71 (um bilhão seiscentos e cinquenta e nove milhões oitocentos e trinta e 


sete mil trezentos e vinte reais e setenta e um centavos), sendo, R$ 1.276.403.634,93 (um 

bilhão duzentos e setenta e seis milhões quatrocentos e três mil seiscentos e trinta e quatro 

reais e noventa e três centavos) cento e cinco milhões cento e trinta e seis mil trezentos e 

cinquenta e nove reais e sessenta e dois centavos), referentes aos transformadores de 

fronteira e R$ 383.433.685,78 (trezentos e oitenta e três milhões quatrocentos e trinta e três 

mil seiscentos e oitenta e cinco reais e setenta e oito centavos), referentes às DIT’s 

compartilhadas. 

O Artigo nº29 da REN 399/10 que autoriza o ONS a efetuar a cobrança dos distribuidores 

diretamente por meio de encargos de uso da transmissão, quando da contratação de MUST 

iguais a zero, em pontos de fronteira da Rede Básica. Neste contexto, a distribuidora CEMAT 

está sendo cobrada do equivalente a um duodéscimo da Receita Anual Permitida das 

instalações referentes às SE JUBA, BRASNORTE, PARECIS e JUÍNA. Neste ciclo tarifário, as 

receitas das instalações citadas foram atualizadas conforme Nota Técnica 098/2012- 

SRT/ANEEL. 

Neste mês não foram apuradas alterações nos EUST de Rede de Fronteira associadas às 

alterações de MUST de pontos de conexões de fronteira. A tabela 9.7 do ANEXO 9 apresenta 

o balanço dos encargos de fronteira a serem pagos por cada distribuidora às Transmissoras, 

considerando para os pontos de conexão de fronteira os seus respectivos MUSTs contratados 

e suas TUST FR . 

6.4. Parcela Variável Associada à Disponibilidade de Instalações 

Estão sendo efetuados os descontos de parcela variável, referentes às condições de 

disponibilidade dos equipamentos dos agentes de transmissão (desligamentos, restrições 

operativas, atrasos de entrada em operação etc.), de acordo com a Resolução Normativa nº 

270/07, que determina a metodologia de apuração dos descontos financeiros associados com 

a disponibilidade das instalações integrantes da Rede Básica e cuja operacionalização é 

detalhada no Módulo 15 dos Procedimentos de Rede, bem como, em rotina específica do 

Módulo 10. 

Neste sentido, de acordo com a legislação descrita, estão sendo efetuados os descontos de 

parcela variável associados aos equipamentos que já tiveram seus períodos de carência 

encerrados e desligamentos consolidados. 

Conforme determinação da ANEEL, apresentada na Resolução Normativa nº 270/07 os 

valores da parcela variável da Rede Básica descontados dos agentes de transmissão, devem 

ser revertidos em desconto aos usuários no pagamento de encargos, na forma de rateio 

proporcional aos valores mensais pagos por cada um. 

Da mesma forma a parcela variável da Rede de Fronteira, deverá ser revertida em desconto 

exclusivamente a favor dos usuários associados aos grupos de instalações de fronteira 

descritos no relatório: Pontos de Conexão Atendidos por Funções de Transmissão de 

Fronteira – 2012. O relatório citado encontra-se disponível para download na internet por meio 

do sistema computacional AMSE. 


Os cálculos com os desligamentos e seus respectivos valores de desconto, bem como as 

limitações mensais de desconto da parcela variável, encontram-se no sistema AMSE Web 

para consulta pelos agentes. Os resumos dos valores de parcela variável de rede básica e de 

fronteira a serem descontados neste mês, são apresentados nos anexos 6.1 e 6.2 deste 

relatório. A tabela a seguir apresenta os descontos de parcela variável por agente de 

transmissão nesta apuração: 

DESCONTO DE PARCELA VARIÁVEL EM OUTUBRO/12 (R$) 

Concessões de Transmissão 

Rede Básica 

Ressarcim. e 

Compensaçõe 

s de Rede 

Básica 

Rede de Fronteira 

Ressarcim. e 

Compensações 

de Rede de 

Fronteira 

Total 

1001 CEEE (158.390,39) (27.647,61) (186.038,00) 

1002 CELG (79.736,04) (34.866,76) (114.602,80) 

1004 CEMIG (692.882,40) (81.999,52) (774.881,92) 

1006 CHESF (560.277,89) (287.125,28) (847.403,17) 

1007 AFLUENTE (59.652,67) - (59.652,67) 

1008 COPEL (33.734,31) (17.477,00) (51.211,31) 

1009 CTEEP (380.014,66) (31.475,14) (411.489,80) 

1012 ELETRONORTE (184.150,67) (3.531,17) (187.681,84) 

1013 ELETROSUL (43.428,62) (59.160,20) (102.588,82) 

1018 FURNAS (1.613.433,89) (222.994,26) (1.836.428,15) 

1019 FURNAS(LT IBI-BAT) 1.289.332,36 - 1.289.332,36 

1021 NOVATRANS (104.701,43) - (104.701,43) 

1038 ARTEMIS (20.841,21) - (20.841,21) 

1040 STN (2.137,77) - (2.137,77) 

1044 SC ENERGIA (69.810,84) - (69.810,84) 

1046 ATE II (49.506,70) - (49.506,70) 

1054 INTESA (109.760,80) - (109.760,80) 

1056 ETES 11.117,30 - 11.117,30 

1057 IEMG (354.488,76) - (354.488,76) 

1059 SPTE (97.292,90) (31.207,02) (128.499,92) 

1062 ATE VII (379,95) - (379,95) 

1067 ELETROSUL(SE MISSÕES) - (26.456,76) (26.456,76) 

1073 ATE V (157.924,60) - (157.924,60) 

1077 IE PINHEIROS - (6.111,31) (6.111,31) 

1083 IENNE (3.423,05) - (3.423,05) 

1085 TER (57.962,27) - (57.962,27) 

1090 SE NARANDIBA (28.727,20) (37.809,16) (66.536,36) 

1094 TME (197.710,01) - (197.710,01) 

1095 ELETRONORTE - LT R. G. - BALSAS (33.351,99) - (33.351,99) 

1099 IESUL(FORQUILHINHA) (35.972,05) (47.418,92) (83.390,97) 

1102 ARARAQUARA (549.776,15) - (549.776,15) 

TOTAL 

Concessões Não Licitadas 

Concessões Licitadas 

(4.379.019,56) - (915.280,11) - (5.294.299,67) 

Percentual de Desconto de PV na Receita Permitida deste Mês 

0,50% 


A tabela a seguir apresenta os valores finais de desconto de parcela variável neste mês, bem 

como, o valor acumulado no ciclo tarifário 2012/2013. 

PARCELA VARIÁVEL DESCONTADA - 

PV 

outubro-12 

Parcela Variável da Rede Básica (4.379.019,56) (19.610.880,92) 

Parcela Variável de Rede de Fronteira (915.280,11) (3.189.229,45) 

TOTAL (5.294.299,67) (22.800.110,37) 

ACUMULADO NO CICLO 2012/2013 (R$) 

PV 

Receita Permitida 

das Concessões 

% do Total 

3.660.750.932,65 0,62% 

6.5. Ressarcimento devido à Sobrecarga em Transformadores 

A Resolução Normativa nº 513 de 16/02/2002 determina o pagamento de adicional financeiro 

devido a sobrecargas que ocasionem perda adicional de vida útil nos transformadores 

integrantes da Rede Básica. 

Estabeleceu-se também que o adicional financeiro não pode ser repassado aos consumidores, 

devendo ser considerado como encargo de responsabilidade dos agentes causadores 

(usuários conectados, outros agentes de transmissão ou o próprio ONS). 

Neste mês foram apurados eventos que resultaram em sobrecarga com perda adicional de 

vida útil em transformadores da ELETRONORTE, conforme é apresentado no ANEXO 7 deste 

relatório. 

6.6. Insumo à Parcela de Ajuste 2012-2013 – PA - jun/11-mai/12 

Os valores parciais das Parcelas de Ajuste 2012/2013 – Rede Básica e Rede de Fronteira a 

serem considerados no cálculo da tarifa do próximo ciclo tarifário, são apurados mensalmente 

e registrados em demonstrativos de cálculos disponibilizados na web através do sistema 

AMSE, visando o devido acompanhamento e conferência por parte dos agentes de 

transmissão. 

Ressalta-se que os valores apresentados não contemplam a correção por IGP-M e podem ser 

modificados a cada mês, dependendo da emissão de ofícios por parte da ANEEL para 

correção das receitas de obras ou da entrada em operação de novas instalações. 

A tabela 5.16 refere-se à Parcela de Ajuste do Ciclo anterior – Rede Básica que está sendo 

compensada no ciclo atual. 

Ressalta-se que no caso da PA referente à Rede de Fronteira, esta foi incorporada às atuais 

TUST FR . 


7. ORÇAMENTO DO ONS 

De acordo com o item III.8-107 da Nota Técnica ANEEL nº. 066/2011, o orçamento previsto 

para o ONS para o ciclo 2012/2013 foi de R$ 473.617.000,00 (quatrocentos e setenta e três 

milhões seiscentos e dezessete mil reais), correspondente a uma modulação média mensal de 

R$ 39.468.083,33 (trinta e nove milhões quatrocentos e sessenta e oito mil e oitenta e três 

reais e trinta e três centavos). 

Neste mês, o orçamento do ONS foi modulado em R$ 40.000.000,00 (quarenta milhões de 

reais), dos quais R$ 3.067.664,36 (três milhões sessenta e sete mil seiscentos e sessenta e 

quatro reais e trinta e seis centavos) serão arrecadados através da TUSDg-ONS e o restante 

por encargos de Rede Básica. O valor total do orçamento deste mês corresponde a 

aproximadamente 101 % da modulação média. 

8. DEMONSTRATIVO DE RECEITAS DAS TRANSMISSORAS E DO ONS 

8.1 Antecipação de Receita 

Havendo déficit ou superávit no balanço mensal entre receitas de direito e encargos apurados, 

o mesmo será rateado entre todas as concessionárias de transmissão, na proporção do total 

de suas receitas anuais permitidas, conforme critério estabelecido pela SRT/ANEEL. 

Neste mês, apurou-se o superávit de R$ 30.024.193,07 (trinta milhões vinte e quatro mil cento 

e noventa e três reais e sete centavos) no balanço mensal. 

8.2 Resumo 

As tabelas 8.1 do ANEXO 8 apresenta o resumo de todos os valores deste Relatório a serem 

creditados/debitados a cada empresa de transmissão e ao ONS. 

A tabela 8.2 deste relatório sintetiza o resultado da apuração das receitas de uso da 

transmissão deste mês e perfaz o balanço geral entre as receitas (Rede Básica e Fronteira) 

recebidas e devidas no ciclo 2012/2013, segundo a regulamentação vigente. 

O ANEXO 9 (1 a 6) apresenta o resultado final da apuração dos serviços e encargos da 

transmissão do mês, apresentando todos os valores a serem faturados pelos agentes de 

transmissão a cada um dos usuários. 

O ANEXO 9.7 apresenta o balanço dos encargos da Rede de Fronteira exclusivamente. 


9. REFERÊNCIAS 

1. Relatórios de Apuração Mensal de Serviços e Encargos de Transmissão, disponíveis para 

os agentes cadastrados, no sistema AMSE, no site do ONS: www.ons.org.br/agentes 

2. Recontratação do Uso do Sistema de Transmissão – Período 2011 a 2014 – Manual 

Orientativo – ONS/DAT/GCC. 

3. Aplicação das Resoluções ANEEL Nº. 067/04, 068/04, 1021/09 e 1022/09 na Administração 

de Serviços e Encargos de Transmissão. 

4. Procedimentos de Rede – Módulo 15. 

10. ANEXOS 

ANEXO 1 – ENCARGOS DA TRANSMISSÃO - DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO E 

ENCARGOS SETORIAIS 

ANEXO 2 – MEMÓRIA DE CÁLCULO – ENCARGOS DAS DISTRIBUIDORAS E CONS. LIVRES 

ANEXO 3 – MEMÓRIA DE CÁLCULO – ENCARGOS DOS GERADORES E IMPORTADORES 

ANEXO 4 – MEMÓRIA DE CÁLCULO – RECEITAS E ENCARGOS DOS NOVOS AGENTES 

ANEXO 5 – RECEITAS DAS TRANSMISSORAS 

ANEXO 6 – PARCELA VARIÁVEL 

ANEXO 7 – RESSARCIMENTO POR SOBRECARGA EM TRANSFORMADORES 

ANEXO 8 – RESUMO 

ANEXO 9 – BALANÇO FINAL 

ANEXO 10 – DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA 

11. CRÉDITOS 

Este Relatório foi emitido pela Gerência de Contabilização e Monitoração de Contratos - GCC, 

subordinada à Diretoria de Administração dos Serviços de Transmissão – DAT, tendo sido 

elaborado pela equipe da GCC-3. 


ANEXO 1 

ENCARGOS DA TRANSMISSÃO 


Encargos de Uso dos Agentes de Geração - REDE BÁSICA (parte 1/4) 

COD 

USUÁRIOS 

MUST 

Contratado 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica 

(R$/MW) 

Encargo de Uso 

do Sist. de 

Transmissão 

(R$) 

Adicional de 

Ultrapas. Out- 

11 (R$) 

Adicional de 

Ultrapas. Nov- 

11 (R$) 

TOTAL Encargos 

3001 AES TIETÊ-G 1.387,630 4.161,00 5.773.928,43 5.773.928,43 

3003 ALCOA (CONS. MACHADINHO) 292,184 4.293,00 1.254.346,71 13.707,71 7.423,65 1.275.478,07 

3004 ARCELOR MITTAL (CONS. G. AMORIM) 71,002 1.935,00 137.389,26 10.383,16 147.772,42 

3005 INTERCEMENT(CONS. MACHADINHO) 59,885 4.293,00 257.085,75 2.809,48 1.521,52 261.416,75 

3007 CBA (CONS. MACHADINHO) 312,388 4.293,00 1.341.083,06 14.655,58 7.936,99 1.363.675,63 

3008 CBA (UHE PIRAJÚ) 79,000 1.884,00 148.836,00 2.963,70 151.799,70 

3009 CEB LAJEADO (CONS. LAJEADO) 177,071 6.661,00 1.179.472,60 52.083,75 52.299,42 1.283.855,77 

3010 CEEE-G 654,400 (*) 2.244.694,40 2.244.694,40 

3011 CEEE (CONS. D FRANCISCA) 12,500 3.600,00 45.000,00 17,08 45.017,08 

3012 CEEE (CONS. MACHADINHO) 62,767 4.293,00 269.457,16 2.944,67 1.594,74 273.996,57 

3015 CEMIG-G 4.580,437 (*) 20.334.316,19 20.334.316,19 

3018 CEMIG (CONS. PORTO ESTRELA) 37,216 1.933,00 71.939,10 71.939,10 

3019 CESP-G 7.081,500 (*) 30.435.317,80 10.915,98 44.933,22 30.491.167,00 

3021 CGTEE 653,750 (*) 2.230.695,00 2.230.695,00 

3022 CHESF-G 10.538,064 (*) 80.742.910,77 80.742.910,77 

3025 COPEL-G (UHE's) 4.397,000 (*) 19.027.168,00 19.027.168,00 

3026 UEG ARAUCÁRIA 471,000 2.612,00 1.230.252,00 1.230.252,00 

3027 COTEMINAS (CONS. PORTO ESTRELA) 37,216 1.933,00 71.939,10 71.939,10 

3032 VALE (CONS. PORTO ESTRELA) 37,216 1.933,00 71.939,10 71.939,10 

3033 DFESA (CONS. DONA FRANCISCA) 112,500 3.600,00 405.000,00 153,71 405.153,71 

3034 DME (CONS. MACHADINHO) 31,015 4.293,00 133.147,44 1.455,06 788,01 135.390,51 

3035 DUKE ENERGY 1.648,656 (*) 5.849.873,20 5.849.873,20 

3038 TERMOMACAÉ(UTE TERMOMACAÉ) 893,416 2.357,00 2.105.781,51 2.105.781,51 

3039 ELETRONORTE-G 8.573,700 (*) 58.066.612,50 58.066.612,50 

3040 ELETRONUCLEAR 1.885,000 (*) 4.714.385,00 155.685,84 148.096,80 5.018.167,64 

3043 FURNAS - G 7.714,000 (*) 35.013.463,00 6.453,12 3.226,56 35.023.142,68 

3044 FURNAS (APM MANSO) 203,000 11.430,00 2.320.290,00 2.320.290,00 

3045 INVESTCO (CONS. LAJEADO) 8,943 6.661,00 59.569,32 2.630,49 2.641,38 64.841,19 

3046 ITAPEBI (UHE ITAPEBI) 447,820 6.304,00 2.823.057,28 2.823.057,28 

3047 ITASA (CONS. ITÁ) 828,255 4.550,00 3.768.562,34 5.336,62 28.239,20 3.802.138,16 

3048 ITIQUIRA (UHE ITIQUIRA) 152,300 9.746,00 1.484.315,80 1.484.315,80 

3052 PETROBRÁS (UTE TERMOCEARÁ) 215,858 5.152,00 1.112.100,42 1.112.100,42 

3054 PAULISTA LAJEADO (CONS. LAJEADO) 61,975 6.661,00 412.815,41 18.229,31 18.304,80 449.349,52 

3055 PETROBRÁS (UTE CANOAS) 158,768 2.396,00 380.408,13 380.408,13 

3057 PETROBRÁS (UTE NOVA PIRATININGA) 183,284 2.546,00 466.641,06 466.641,06 

3058 PETROBRÁS (UTE TERMOBAHIA) 180,288 5.876,00 1.059.372,29 1.059.372,29 

3061 LAJEADO ENERGIA (CONS. LAJEADO) 646,311 6.661,00 4.305.074,97 190.105,69 190.892,88 4.686.073,54 

3062 VCB (CONS. MACHADINHO) 63,760 4.293,00 273.720,65 2.991,26 1.619,97 278.331,88 

3064 SAMARCO (CONS. GUILMAN AMORIM) 68,2178000 1.935,00 132.001,44 9.975,98 141.977,42 

3068 TERMOPERNAMBUCO(UTE TERMOPERN.) 520,000 6.204,00 3.226.080,00 3.226.080,00 

3069 TRACTEBEL-G (UHE's) 4.072,300 (*) 17.637.681,50 20.750,25 17.658.431,75 

3070 TRACTEBEL (CONS. ITÁ) 613,945 4.550,00 2.793.447,66 3.955,77 20.932,31 2.818.335,74 

3071 TRACTEBEL (CONS. MACHADINHO) 218,879 4.293,00 939.647,87 10.268,63 5.561,16 955.477,66 

3072 VALESUL (CONS. MACHADINHO) 94,122 4.293,00 404.066,37 4.415,70 2.391,40 410.873,47 

3073 EMAE 59,000 (*) 115.463,00 115.463,00 

3074 CGTF (UTE FORTALEZA) 318,500 5.259,00 1.674.991,50 1.674.991,50 

3078 NORTE FLUMINENSE (UTE N.FLUMINENSE) 853,150 2.410,00 2.056.091,50 2.056.091,50 

3079 CDSA(CACHOEIRA DOURADA) 513,854 5.664,00 2.910.469,06 2.910.469,06 

3083 VOTORANTIM (UHE PEDRA DO CAVALO) 159,000 6.204,00 986.436,00 986.436,00 

3084 CERAN 355,000 (*) 1.028.903,40 1.028.903,40 

TABELA 1.1 



COD 

USUÁRIOS 

MUST 

Contratado 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica 

(R$/MW) 


do Sist. de 

Transmissão 

(R$) 

Adicional de 


11 (R$) 

Adicional de 


11 (R$) 


3088 VALESUL (CONS. AIMORÉS) 166,6170 580,00 96.637,86 96.637,86 

3089 CEMIG (CONS. AIMORÉS) 160,083 580,00 92.848,14 92.848,14 

3090 BAESA (UHE BARRA GRANDE) 687,000 3.937,00 2.704.719,00 89.428,63 49.673,16 2.843.820,79 

3095 PETROBRAS (UTE JESUS S. PEREIRA) 316,496 3.754,00 1.188.125,98 1.188.125,98 

3097 CEMIG (UHE IRAPÉ) 358,500 4.087,00 1.465.189,50 1.465.189,50 

3098 VERACEL(UTE VERACEL) 25,000 2.030,50 50.762,50 50.762,50 

3102 ENERPEIXE(UHE PEIXE ANGICAL) 494,890 5.972,00 2.955.483,08 2.955.483,08 

3103 ENERCAN (UHE CAMPOS NOVOS) 874,000 3.884,00 3.394.616,00 3.394.616,00 

3108 VENTOS DO SUL(OSORIO) 147,000 1.522,00 223.734,00 223.734,00 

3119 BSE-G 184,862 2.546,00 470.658,65 470.658,65 

3120 BRENTECH(UTE GOIANIA 2) 139,496 3.964,00 552.962,14 552.962,14 

3121 AREMBEPE-G 143,848 4.812,00 692.196,58 692.196,58 

3122 EPESA (UTE TERMOMANAUS/UTE PAU FERRO) 235,880 4.349,00 1.025.842,12 1.025.842,12 

3123 ECM(UTE CAMAÇARI MURICY I) 141,000 4.812,00 678.492,00 678.492,00 

3125 SÃO SALVADOR 237,000 5.724,00 1.356.588,00 1.356.588,00 

3126 PETROBRAS(UTE EUZÉBIO ROCHA) 237,792 2.621,00 623.252,83 623.252,83 

3127 PRAIA FORMOSA 100,000 4.780,00 478.000,00 478.000,00 

3130 ICARAIZINHO 53,000 4.957,00 262.721,00 262.721,00 

3133 BAGUARI (CONS. BAGUARI) 70,334 3.397,00 238.924,94 238.924,94 

3134 GERANORTE 325,740 (*) 1.742.546,13 1.742.546,13 

3135 BONS VENTOS 133,400 4.745,00 632.983,00 632.983,00 

3136 VIANA 171,600 647,000 111.025,20 111.025,20 

3137 BORBOREMA(UTE CAMPINA GRANDE) 159,660 3.273,000 522.567,18 522.567,18 

3138 VOLTA DO RIO 39,500 4.957,00 195.801,50 195.801,50 

3139 PRAIA DO MORGADO 27,060 4.957,00 134.136,42 134.136,42 

3140 RIO VERDE(UHE SALTO) 115,500 5.771,00 666.550,50 666.550,50 

3141 FOZ DO RIO CLARO 67,570 5.641,00 381.162,37 14.043,90 395.206,27 

3142 RIO CLARO (UTE CAÇU I) 65,000 5.807,000 377.455,00 377.455,00 

3143 GERDAU-G 154,064 (*) 889.103,34 889.103,34 

3144 CANDEIAS-G (GLOBAL I e II) 286,000 5.087,00 1.454.882,00 1.454.882,00 

3145 RIO VERDINHO (SALTO RIO VERDINHO) 92,000 5.641,000 518.972,00 518.972,00 

3151 FOZ DO CHAPECÓ 832,000 5.261,000 4.377.152,00 4.377.152,00 

3152 EPASA 324,618 (*) 943.989,14 943.989,14 

3153 UTE SANTA LUZIA I 78,000 5.813,000 453.414,00 453.414,00 

3155 BOA VISTA(UTE BOA VISTA) 39,500 6.111,000 241.384,50 241.384,50 

3156 TKCSA(UTE ATLÂNTICO) 200,000 3.186,000 637.200,00 156.950,64 794.150,64 

3158 CEE(CONS. ESTREITO) 429,911 6.177,000 2.655.560,25 2.655.560,25 

3159 INTERCEMENT (C.C-CONS. ESTREITO) 47,637 6.177,000 294.253,75 294.253,75 

3160 ESTREITO(CONS. ESTREITO) 273,480 6.177,000 1.689.285,96 1.689.285,96 

3161 VALE(CONS. ESTREITO) 321,870 6.177,000 1.988.190,99 1.988.190,99 

3166 USJ (UTE QUIRINÓPOLIS) 32,000 5.889,000 188.448,00 188.448,00 

3167 CERRO CHATO I 29,300 2.506,500 73.440,45 73.440,45 

3168 CERRO CHATO II 29,300 2.506,500 73.440,45 73.440,45 

3169 CERRO CHATO III 29,400 2.506,500 73.691,10 73.691,10 

3170 UTE ELDORADO 12,000 2.428,500 29.142,00 29.142,00 

3172 BAGUARI ENERGIA(CONS.BAGUARI) 67,575 3.397,00 229.553,67 229.553,67 

UTE PORTO PECÉM I 660,000 7.582,00 5.004.120,00 5.004.120,00 

3173 UTE PORTO PECÉM I (5.004.120,00) 

Total - UTE PORTO PECÉM I - 

3174 ÁGUAS DE PEDRA - UHE DARDANELOS 250,640 7.446,000 1.866.265,44 1.866.265,44 

3175 UTE BERNECK 11,700 1.497,000 17.514,90 17.514,90 

TABELA 1.1 


COD 


USUÁRIOS 

MUST 

Contratado 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica 

(R$/MW) 


do Sist. de 

Transmissão 

(R$) 

Adicional de 


11 (R$) 

Adicional de 


11 (R$) 


UTE PORTO DO ITAQUI 330,000 4.470,000 1.475.100,00 1.475.100,00 

3176 UTE PORTO DO ITAQUI - Retroativo (1.475.100,00) (1.475.100,00) 

Total - UTE PORTO DO ITAQUI 0,00 - 

3177 UTE PORTO DAS ÁGUAS 30,000 3.040,500 91.215,00 91.215,00 

3178 BRENCO(UTE COSTA RICA) 30,000 3.040,500 91.215,00 91.215,00 

3179 UTE NARDINI 15,000 2.790,500 41.857,50 41.857,50 

3181 BOLOGNESI (UTE PALMEIRAS DE GOIÁS) 170,030 5.048,000 858.311,44 858.311,44 

3182 NEW ENERGY (UTE ALEGRIA I) 49,200 4.440,000 218.448,00 218.448,00 

SAESA (UHE SANTO ANTÔNIO) 413,360 17.724,000 7.326.392,64 7.326.392,64 

3183 SAESA (UHE SANTO ANTÔNIO) (Retroativo) 9.561.036,43 9.561.036,43 

Total SAESA (UHE SANTO ANTÔNIO) 16.887.429,07 16.887.429,07 

3184 EMPA (UHE INDAIAZINHO) 12,490 2.790,500 34.853,35 34.853,35 

3185 EMPA (UHE INDAIÁ GRANDE) 19,990 2.790,500 55.782,10 55.782,10 

NEW ENERGY (CGE ALEGRIA II) 98,380 4.992,000 491.112,96 491.112,96 

3186 NEW ENERGY (CGE ALEGRIA II) (Retr. 5 de 6) 482.357,14 482.357,14 

Total NEW ENERGY (CGE ALEGRIA II) 973.470,10 973.470,10 

3187 VENTOS DA LAGOA(EOL SANGRADOURO II e III) 49,000 761,000 37.289,00 37.289,00 

3192 DESENVIX (EOL MACAÚBAS) 30,000 2.562,500 76.875,00 76.875,00 

3193 DESENVIX (EOL SEABRAS) 29,500 2.562,500 75.593,75 75.593,75 

3194 DESENVIX (EOL NOVO HORIZONTE) 29,500 2.562,500 75.593,75 75.593,75 

3195 PCH PEZZI 18,800 1.609,000 30.249,20 30.249,20 

CPFL (EOL SANTA CLARA I) 29,240 4.384,500 128.202,78 128.202,78 

3196 CPFL (EOL SANTA CLARA I) (Retroativo) 384.608,34 384.608,34 

Total CPFL (EOL SANTA CLARA I) 512.811,12 512.811,12 

CPFL (EOL SANTA CLARA II) 29,240 4.384,500 128.202,78 128.202,78 

3197 CPFL (EOL SANTA CLARA II) (Retroativo) 384.608,34 384.608,34 

Total CPFL (EOL SANTA CLARA II) 512.811,12 512.811,12 

CPFL (EOL SANTA CLARA III) 29,240 4.384,500 128.202,78 128.202,78 

3198 CPFL (EOL SANTA CLARA III) (Retroativo) 384.608,34 384.608,34 

Total CPFL (EOL SANTA CLARA III) 512.811,12 512.811,12 

CPFL (EOL SANTA CLARA IV) 29,240 4.384,500 128.202,78 128.202,78 

3199 CPFL (EOL SANTA CLARA IV) (Retroativo) 384.608,34 384.608,34 

Total CPFL (EOL SANTA CLARA IV) 512.811,12 512.811,12 

CPFL (EOL SANTA CLARA V) 29,240 4.384,500 128.202,78 128.202,78 

3200 CPFL (EOL SANTA CLARA V) (Retroativo) 384.608,34 384.608,34 

Total CPFL (EOL SANTA CLARA V) 512.811,12 512.811,12 

CPFL (EOL SANTA CLARA VI) 29,240 4.384,500 128.202,78 128.202,78 

3201 CPFL (EOL SANTA CLARA VI) (Retroativo) 384.608,34 384.608,34 

Total CPFL (EOL SANTA CLARA VI) 512.811,12 512.811,12 

CPFL (EOL EURUS VI) 7,798 4.120,000 32.127,76 32.127,76 

3202 CPFL (EOL EURUS VI) (Retroativo) 96.383,28 96.383,28 

Total CPFL (EOL EURUS VI) 128.511,04 128.511,04 

RENOVA (EOL ALVORADA) 7,696 2.850,500 21.937,45 21.937,45 

3203 RENOVA (EOL ALVORADA) (Retroativo) 65.812,35 65.812,35 

Total RENOVA (EOL ALVORADA) 87.749,80 87.749,80 

RENOVA (EOL CANDIBA) 9,168 2.850,500 26.133,38 26.133,38 

3204 RENOVA (EOL CANDIBA) (Retroativo) 78.400,14 78.400,14 

Total RENOVA (EOL CANDIBA) 104.533,52 104.533,52 

TABELA 1.1 



COD 

3205 

3206 

3207 

3208 

3209 

3210 

3211 

3212 

3213 

3215 

3216 

3217 

3219 

3220 

3221 

3222 

3223 

USUÁRIOS 

MUST 

Contratado 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica 

(R$/MW) 


do Sist. de 

Transmissão 

(R$) 

Adicional de 


11 (R$) 

Adicional de 


11 (R$) 


RENOVA (EOL GUANAMBI) 19,885 2.850,500 56.682,19 56.682,19 

RENOVA (EOL GUANAMBI) (Retroativo) 170.046,57 170.046,57 

Total RENOVA (EOL GUANAMBI) 226.728,76 226.728,76 

RENOVA (EOL GUIRAPÁ) 27,302 2.850,500 77.824,35 77.824,35 

RENOVA (EOL GUIRAPÁ) (Retroativo) 155.648,70 155.648,70 

Total RENOVA (EOL GUIRAPÁ) 233.473,05 233.473,05 

RENOVA (EOL IGAPORÃ) 29,123 2.850,500 83.015,11 83.015,11 

RENOVA (EOL IGAPORÃ) (Retroativo) 249.045,33 249.045,33 

Total RENOVA (EOL IGAPORÃ) 332.060,44 332.060,44 

RENOVA (EOL ILHÉUS) 10,752 2.850,500 30.648,58 30.648,58 

RENOVA (EOL ILHÉUS) (Retroativo) 91.945,74 91.945,74 

Total RENOVA (EOL ILHÉUS) 122.594,32 122.594,32 

RENOVA (EOL PAJEÚ DO VENTO) 24,806 2.850,500 70.709,50 70.709,50 

RENOVA (EOL PAJEÚ DO VENTO) (Retroativo) 212.128,50 212.128,50 

Total RENOVA (EOL PAJEÚ DO VENTO) 282.838,00 282.838,00 

RENOVA (EOL PINDAÍ) 22,728 2.850,500 64.786,16 64.786,16 

RENOVA (EOL PINDAÍ) (Retroativo) 129.572,32 129.572,32 

Total RENOVA (EOL PINDAÍ) 194.358,48 194.358,48 

RENOVA (EOL PORTO SEGURO) 6,131 2.850,500 17.476,42 17.476,42 

RENOVA (EOL PORTO SEGURO) (Retroativo) 52.429,26 52.429,26 

Total RENOVA (EOL PORTO SEGURO) 69.905,68 69.905,68 

RENOVA (EOL RIO VERDE) 29,245 2.850,500 83.362,87 83.362,87 

RENOVA (EOL RIO VERDE) (Retroativo) 250.088,61 250.088,61 

Total RENOVA (EOL RIO VERDE) 333.451,48 333.451,48 

RENOVA (EOL SERRA DO SALTO) 18,336 2.850,500 52.266,77 52.266,77 

RENOVA (EOL SERRA DO SALTO) (Retroativo) 156.800,31 156.800,31 

Total RENOVA (EOL SERRA DO SALTO) 209.067,08 209.067,08 

RENOVA (EOL PLANALTINA) 26,357 2.850,500 75.130,63 75.130,63 

RENOVA (EOL PLANALTINA) (Retroativo) 225.391,89 225.391,89 

Total RENOVA (EOL PLANALTINA) 300.522,52 300.522,52 

RENOVA (EOL LICÍNIO DE ALMEIDA) 22,848 2.850,500 65.128,22 65.128,22 

RENOVA (EOL LICÍNIO DE ALMEIDA) (Retroativo) 195.384,66 195.384,66 

Total RENOVA (EOL LICÍNIO DE ALMEIDA) 260.512,88 260.512,88 

RENOVA (EOL N.S. DA CONCEIÇÃO) 27,590 2.850,500 78.645,30 78.645,30 

RENOVA (EOL N.S. DA CONCEIÇÃO) (Retroativo) 235.935,90 235.935,90 

Total RENOVA (EOL N.S. DA CONCEIÇÃO) 314.581,20 314.581,20 

DESA (EOL. MORRO DOS VENTOS I) 27,400 4.130,000 113.162,00 113.162,00 

DESA (EOL. MORRO DOS VENTOS I) (Retroativo) 113.162,00 113.162,00 

Total DESA (EOL MORRO DOS VENTOS I) 226.324,00 226.324,00 

DESA (EOL. MORRO DOS VENTOS III) 27,400 4.130,000 113.162,00 113.162,00 

DESA (EOL. MORRO DOS VENTOS III) (Retroativo) 113.162,00 113.162,00 

Total DESA (EOL MORRO DOS VENTOS III) 226.324,00 226.324,00 

DESA (EOL. MORRO DOS VENTOS IV) 27,400 4.130,000 113.162,00 113.162,00 

DESA (EOL. MORRO DOS VENTOS IV) (Retroativo) 113.162,00 113.162,00 

Total DESA (EOL MORRO DOS VENTOS IV) 226.324,00 226.324,00 

DESA (EOL. MORRO DOS VENTOS IX) 28,300 4.130,000 116.879,00 116.879,00 

DESA (EOL. MORRO DOS VENTOS IX) (Retroativo) 116.879,00 116.879,00 

Total DESA (EOL MORRO DOS VENTOS IX) 233.758,00 233.758,00 

DESA (EOL. MORRO DOS VENTOS VI) 27,400 4.130,000 113.162,00 113.162,00 

DESA (EOL. MORRO DOS VENTOS VI) (Retroativo) 113.162,00 113.162,00 

Total DESA (EOL MORRO DOS VENTOS VI) 226.324,00 226.324,00 

TOTAL 

408.977.836,94 762.202,32 629.186,56 395.894.485,73 

TABELA 1.1 

* Agente com mais de uma unidade geradora, cada qual com sua respectiva tarifa de uso da transmissão. Os demonstrativos de 

cálculo detalhados dos encargos de uso desses agentes são apresentados no ANEXO 3. 


Encargos de Uso de Consumidores Livres Permanentes (parte 1/2) 

ENCARGO DE USO DA TRANSMISSÃO - REDE BÁSICA 

COD 

Usuários 

MUST-Perm. 

- P Mês 

Atual 

(MW) 

TUST-P 

Mês Atual 

(R$/MW) 

EUST-P (R$) 

EUST Flex - 

P 

PONTA 

Adicional de 

EUST - P 

(R$) 

Adicional 

Desconto (TUST 

Ultrap. de 

Incentivada) - P 

Demanda - P 

(R$) 

(R$) 

TOTAL EUST - P 

(R$) 

MUST- Perm. 

- FP Mês 

Atual 

(MW) 

TUST - FP 

Mês Atual 

(R$/MW) 

EUST - FP (R$) 

EUST Flex - FP 

FORA DA PONTA 

Adicional de 

EUST - FP 

(R$) 

Adicional 

Ultrap. de 

Demanda - FP 

(R$) 

Desconto 

(TUST 

Incentivada) - 

FP (R$) 

TOTAL EUST - FP 

(R$) 

TOTAL EUST a ser 

Cobrado no Mês 

(R$) 

5002 ALCOA-P 215,000 4.143,00 890.745,00 - - - 890.745,00 215,000 2.041,00 438.815,00 - - - 438.815,00 1.329.560,00 

CBA (CABREÚVA 230kV)-P 246,000 4.621,00 1.136.766,00 1.136.766,00 280,000 2.293,00 642.040,00 - 642.040,00 1.778.806,00 

- - - 

5006 CBA (CABREÚVA 230/440kV)-P 532,000 4.445,00 2.364.740,00 2.364.740,00 582,000 2.192,00 1.275.744,00 - - - 1.275.744,00 3.640.484,00 

Total - CBA(CABREÚVA)-P 3.501.506,00 1.917.784,00 5.419.290,00 

5007 CSN (ARAUCÁRIA)-P 16,200 4.426,00 71.701,20 - - - 71.701,20 16,200 2.180,00 35.316,00 - - - 35.316,00 107.017,20 

5008 VALE (ITABIRA)-P 81,100 4.899,00 397.308,90 - 8.916,18 - 406.225,08 81,100 2.439,00 197.802,90 - 3.073,14 - 200.876,04 607.101,12 

5011 FIBRAPLAC-P 28,000 4.664,00 130.592,00 - - - 130.592,00 30,500 2.355,00 71.827,50 - - - 71.827,50 202.419,50 

5013 BRASKEM (OPP)-P 125,000 4.527,00 565.875,00 - 22.770,81 - 588.645,81 125,000 2.297,00 287.125,00 - 12.380,83 - 299.505,83 888.151,64 

5017 INNOVA-P 8,000 4.527,00 36.216,00 - - - 36.216,00 8,000 2.297,00 18.376,00 - - - 18.376,00 54.592,00 

5019 ANGLO AMERICAN-P 46,000 3.482,00 160.172,00 - - - 160.172,00 50,000 1.688,00 84.400,00 - - - 84.400,00 244.572,00 

5022 ALUMAR (Refinaria)-P 127.398,00 - - - 127.398,00 825,000 1.819,00 61.846,00 - - - 61.846,00 189.244,00 

825,000 3.747,00 

5023 ALUMAR (Redução)-P 2.963.877,00 - - - 2.963.877,00 1.819,00 1.438.829,00 - - - 1.438.829,00 4.402.706,00 

5024 OXITENO-P 3,550 4.527,00 16.070,85 - - - 16.070,85 3,550 2.297,00 8.154,35 - - - 8.154,35 24.225,20 

5025 LANXESS(DSM)-P 7,800 4.527,00 35.310,60 - - - 35.310,60 7,800 2.297,00 17.916,60 - - - 17.916,60 53.227,20 

5026 ALBRÁS-P 800,000 3.310,00 2.648.000,00 - 29.548,37 - 2.677.548,37 800,000 1.613,00 1.290.400,00 - 15.157,36 - 1.305.557,36 3.983.105,73 

5027 VERACEL-P 80,000 4.053,00 324.240,00 - - - (162.120,000) 162.120,00 80,000 2.029,00 162.320,00 - - - (81.160,00) 81.160,00 243.280,00 

5028 NOVA ERA SILICON-P 46,000 4.793,00 220.478,00 - - - 220.478,00 46,000 2.385,00 109.710,00 - - - 109.710,00 330.188,00 

5029 CARBOCLORO - P 138,000 4.514,00 622.932,00 - - - 622.932,00 138,000 2.216,00 305.808,00 - 1.708,54 - 307.516,54 930.448,54 

5034 CARAMURU-P 8,300 3.228,00 26.792,40 - - - 26.792,40 8,700 1.573,00 13.685,10 - - - 13.685,10 40.477,50 

5035 EKA BAHIA-P 8,000 4.053,00 32.424,00 - - - 32.424,00 8,000 2.029,00 16.232,00 - - - 16.232,00 48.656,00 

5036 GERDAU-SP - P 100,000 4.469,00 446.900,00 - - - 446.900,00 100,000 2.207,00 220.700,00 - - - 220.700,00 667.600,00 

W. MARTINS Ipatinga-P (Pto. Usiminas 1) 58,000 4.597,00 266.626,00 58,000 2.293,00 132.994,00 

5040 320.926,00 

160.054,00 480.980,00 

W. MARTINS Ipatinga-P (Pto. Usiminas 2) 12,000 4.525,00 54.300,00 12,000 2.255,00 27.060,00 

USIMINAS-P (Pto. Ipatinga) 93,000 4.597,00 427.521,00 98,000 2.293,00 224.714,00 

5041 956.946,00 522.374,00 1.479.320,00 

USIMINAS-P (Pto. Mesquita 1) 117,000 4.525,00 529.425,00 132,000 2.255,00 297.660,00 

5042 WHITE MARTINS-TRIUNFO-P 11,100 4.527,00 50.249,70 - 362,16 - 50.611,86 11,100 2.297,00 25.496,70 - 206,73 - 25.703,43 76.315,29 

5046 VALE (BRUCUTU)-P 64,530 5.182,00 334.394,46 - - - 334.394,46 64,530 2.580,00 166.487,40 - - - 166.487,40 500.881,86 

5047 LINDE GASES-P 16,500 5.053,00 83.374,50 - - - 83.374,50 16,500 2.567,00 42.355,50 - - - 42.355,50 125.730,00 

5048 LANXESS (PETROFLEX)-P 5,500 4.527,00 24.898,50 - - - 24.898,50 5,500 2.297,00 12.633,50 - - - 12.633,50 37.532,00 

5049 APERAM (ACESITA)-P 88,000 5.053,00 444.664,00 - - - 444.664,00 110,000 2.567,00 282.370,00 - - - 282.370,00 727.034,00 

5060 VALE(ÁGUA LIMPA)-P 7,200 5.220,00 37.584,00 - - - 37.584,00 7,200 2.595,00 18.684,00 - - - 18.684,00 56.268,00 

5061 ARCELORMITTAL(MONLEVADE)-P 149,500 5.220,00 780.390,00 - - - 780.390,00 135,300 2.595,00 351.103,50 - - - 351.103,50 1.131.493,50 

5062 WHITE MARTINS MONLEVADE-P 19,700 5.220,00 102.834,00 - - - 102.834,00 21,500 2.595,00 55.792,50 - - - 55.792,50 158.626,50 

5065 ANGLOGOLD ASHANTI-P 19,500 4.628,00 90.246,00 - - - 90.246,00 19,500 2.305,00 44.947,50 - - - 44.947,50 135.193,50 

5066 VALE(SERGIPE)-P 27,500 3.101,00 85.277,50 - - - 85.277,50 29,000 1.516,00 43.964,00 - - - 43.964,00 129.241,50 

TABELA 1.2 


Encargos de Uso de Consumidores Livres Permanentes (parte 2/2) 


COD 

Usuários 

MUST-Perm. 

- P Mês 

Atual 

(MW) 

TUST-P 

Mês Atual 

(R$/MW) 

EUST-P (R$) 

EUST Flex - 

P 

PONTA 

Adicional de 

EUST - P 

(R$) 

Adicional 

Desconto (TUST 

Ultrap. de 

Incentivada) - P 

Demanda - P 

(R$) 

(R$) 

TOTAL EUST - P 

(R$) 

MUST- Perm. 

- FP Mês 

Atual 

(MW) 

TUST - FP 

Mês Atual 

(R$/MW) 


EUST Flex - FP 

FORA DA PONTA 

Adicional de 

EUST - FP 

(R$) 

Adicional 

Ultrap. de 

Demanda - FP 

(R$) 

Desconto 

(TUST 


FP (R$) 

TOTAL EUST - FP 

(R$) 

TOTAL EUST a ser 


(R$) 

5067 MINERAÇÃO MARACÁ 37,000 4.535,00 167.795,00 - - - 167.795,00 37,000 2.241,00 82.917,00 - - - 82.917,00 250.712,00 

5068 HYDRO PARAGOMINAS-P 57,960 3.310,00 191.847,60 - - - 191.847,60 51,520 1.613,00 83.101,76 - - - 83.101,76 274.949,36 

5070 VOTORANTIM(NIQUELÂNDIA)-P 81,000 3.472,00 281.232,00 - - - 281.232,00 81,000 1.688,00 136.728,00 - - - 136.728,00 417.960,00 

5072 SADIA-P 25,000 3.092,00 77.300,00 - - - 77.300,00 34,000 1.557,00 52.938,00 - - - 52.938,00 130.238,00 

5073 ANGLOGOLD (SÃO BENTO)-P 13,000 4.797,00 62.361,00 - - - 62.361,00 13,000 2.389,00 31.057,00 - - - 31.057,00 93.418,00 

5074 WHITE MARTINS BARÃO COCAIS-P 9,800 4.797,00 47.010,60 - - - 47.010,60 9,800 2.389,00 23.412,20 - - - 23.412,20 70.422,80 

5076 VALE(MIN. ONÇA PUMA)-P 239,000 3.197,00 764.083,00 - - - 764.083,00 239,000 1.541,00 368.299,00 - - - 368.299,00 1.132.382,00 

5077 KINROSS(RPM)-P 140,000 3.395,00 475.300,00 - - - 475.300,00 140,000 1.665,00 233.100,00 - - - 233.100,00 708.400,00 

5078 VOTORANTIM SIDERURGIA (SBM)-P 50,000 4.240,00 212.000,00 - - - 212.000,00 130,000 2.095,00 272.350,00 - - - 272.350,00 484.350,00 

5079 REPAR-P 30,000 4.558,00 136.740,00 - - - 136.740,00 30,000 2.247,00 67.410,00 - - - 67.410,00 204.150,00 

5080 BRASKEM(COPESUL)-P 8,000 4.527,00 36.216,00 22.776,469 58.992,47 11,000 2.297,00 25.267,00 - - - 25.267,00 84.259,47 

5083 MIRABELA-P 30,890 4.321,00 133.475,69 - - - 133.475,69 30,890 2.183,00 67.432,87 - - - 67.432,87 200.908,56 

5084 CASTERTECH-P 11,400 4.552,00 51.892,80 - - - 51.892,80 11,400 2.315,00 26.391,00 - - - 26.391,00 78.283,80 

5087 COTEMINAS(CAMP. GRANDE) 25,500 3.884,00 99.042,00 - - - 99.042,00 25,500 1.893,00 48.271,50 - - - 48.271,50 147.313,50 

5088 VALLOUREC & SUMITOMO 110,000 4.342,00 477.620,00 - - - 477.620,00 110,000 2.175,00 239.250,00 - - - 239.250,00 716.870,00 

5090 RIO CLARO (CAÇU)-P 5,000 2.781,00 13.905,00 - - - 13.905,00 5,000 1.311,00 6.555,00 - - - 6.555,00 20.460,00 

5091 ANGLO AMERICAN(BARRO ALTO)-P 210,000 4.082,00 857.220,00 - - - 857.220,00 210,000 2.006,00 421.260,00 - - - 421.260,00 1.278.480,00 

5092 VIPAL-P 13,200 4.139,00 54.634,80 - - - 54.634,80 13,200 2.080,00 27.456,00 - - - 27.456,00 82.090,80 

5093 PORTO PECÉM(CANT.OBRAS)-P 6,890 2.968,00 20.449,52 - 17.016,40 47.981,79 85.447,71 7,226 1.397,00 10.094,72 - 11.626,25 33.364,55 55.085,53 140.533,24 

5094 SANTA LUZIA (Carga)-P 5,000 3.032,00 15.160,00 - - - 15.160,00 5,000 1.425,00 7.125,00 - - - 7.125,00 22.285,00 

5095 PORTO DO ITAQUI (CARGA)-P 0,000 3.747,00 - - 29.586,27 88.758,82 118.345,09 0,000 1.819,00 0,02 - 17.486,03 52.458,08 69.944,13 188.289,22 

5096 USJ (UTE QUIRINÓPOLIS - CARGA) 2,500 2.684,00 6.710,00 - - - 6.710,00 2,500 1.258,00 3.145,00 - - - 3.145,00 9.855,00 

5097 UTE ELDORADO(CARGA) 3,000 3.032,00 9.096,00 - - - (4.548,00) 4.548,00 3,000 1.425,00 4.275,00 - - - (2.137,50) 2.137,50 6.685,50 

5100 VALE SALOBO 78,000 3.197,00 249.366,00 - - - 249.366,00 78,000 1.541,00 120.198,00 - - - 120.198,00 369.564,00 

5101 KLABIN-P 110,000 4.191,00 461.010,00 - - - 461.010,00 130,000 2.106,00 273.780,00 - - - 273.780,00 734.790,00 

5102 BERNECK-P 23,000 4.608,00 105.984,00 - - - 105.984,00 23,000 2.278,00 52.394,00 - - - 52.394,00 158.378,00 

5103 SOLVAY 42,000 4.460,00 187.320,00 - 10.021,62 - 197.341,62 74,000 2.202,00 162.948,00 - 2.629,19 - 165.577,19 362.918,81 

5104 BRENCO(UTE COSTA RICA)-CARGA 5,000 2.901,00 14.505,00 - - - 14.505,00 5,000 1.360,00 6.800,00 - - - 6.800,00 21.305,00 

5106 FAFEN - P 28,800 3.101,00 89.308,80 - 5.054,63 1.767,57 96.131,00 28,800 1.516,00 43.660,80 - 2.455,92 818,64 46.935,36 143.066,36 

5107 RIMA-P 1,400 3.797,00 5.315,80 - - - 5.315,80 46,000 1.925,00 88.550,00 - - - 88.550,00 93.865,80 

5108 TOYOTA-P 22,500 4.776,00 107.460,00 - - - 107.460,00 22,500 2.388,00 53.730,00 - - - 53.730,00 161.190,00 

5111 ANGLO FERROUS 7,000 4.899,00 34.293,00 - - - 34.293,00 7,000 2.439,00 17.073,00 - - - 17.073,00 51.366,00 

5112 ESBR(UHE JIRAU - Carga)-P 20,000 309,00 6.180,00 - 592,04 849,13 7.621,18 20,000 - - - - - - 7.621,18 

Total 22.101.491,49 11.550.347,68 33.651.839,17 

TABELA 1.2 


Encargos de Uso da Transmissão dos Exportadores e Importadores Temporários - REDE BÁSICA 

COD 

Usuários 

Demanda 

Contratada 

Ponta - Dc 

(MW) 

Tarifa 

Rede 

Básica - T 

(R$/MW) 

Nº de 

dias de 

uso 

(du) 

EUST 

Somatório da 

Demanda Medida 

Excedente à 

Contratada (MW) 

Encargos de Uso Referentes a Contratos Temporários e de Reserva de Capacidade de Consumidores 

COD 

5004 

5081 

5082 

5098 

Usuário 

MUST 

Ponta 

TUST 

Ponta 

(R$/MW) 

Nº de 

dias 

de 

uso 

(du) 

Nº de 

dias de 

uso 

acum. 

até mês 

anterior 

Nº de 

dias de 

uso da 

RC que 

ultrap. 

limite de 

60 dias 

Ponta 

Adicional 

Ultrap. Dias 

de Uso da 

RC 

(R$) 

Adicion 

al EUST - 

P (R$) 

Adiciona 

l Ultrap. 

de 

Demand 

a - P 

(R$) 

EUST Ponta 

(R$) 

ALUNORTE-RC 55,000 3.310,00 9 61 9 218.460,00 218.460,00 55,000 1.613,00 17 128 17 ######### 201.087,33 419.547,33 

ALUNORTE-RC (Retroativo) 130.523,66 85.196,28 215.719,95 

Total ALUNORTE-RC 348.983,66 286.283,61 635.267,28 

MUST 

Fora 

Ponta 

TUST 

Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

Nº de 

dias 

de 

uso 

(du) 

Nº de 

dias de 

uso 

acum. 

até 

mês 

anterio 

Nº de 

dias de 

uso da 

RC que 

ultrap. 

limite de 

60 dias 

BRASKEM(COPESUL)-RC 25,000 4.527,00 0 2 0 - - 25,000 2.297,00 0 2 0 - - - 

BRASKEM(COPESUL)-RC (Retroativo) 8.570,64 1.987,93 10.558,57 

BRASKEM(COPESUL)-RC 10.558,57 

BRASKEM(COPENE)-RC 20,000 3.372,00 2 15 0 - 8.992,00 20,000 1.692,00 10 29 0 - 22.560,00 31.552,00 

BRASKEM(COPENE)-RC (Retroativo) 32.632,26 29.576,69 62.208,95 

BRASKEM(COPENE)-RC 93.760,95 

TKCSA-RC 110,000 4.246,00 1 24 0 - 31.137,33 110,000 2.096,00 7 53 0 - 107.594,67 138.732,00 

TKCSA-RC (Retroativo) 142.707,12 82.514,24 225.221,36 

Total TKCSA-RC 173.844,45 190.108,91 363.953,36 

Fora Ponta 

Adicional 

Ultrap. 

Dias de 

Uso da RC 

(R$) 

Adiciona 

l EUST - 

FP (R$) 

Adicional 

Ultrap. 

de 

Demanda 

- FP (R$) 

EUST Fora 

Ponta 

(R$) 

TOTAL EUST 

(R$) 

5105 PETROBRÁS(UTE C.Furtado) RELAM -RC 32,000 3.283,00 0 55 - - 32,000 1.655,00 1 78 1 7.061,33 7.061,33 7.061,33 

Total 1.095.851,13 1.013.971,00 1.110.601,49 

TABELA 1.4 

O cálculo dos encargos dos consumidores com Reserva de Capacidade contratada , tem metodologia distinta e de acordo com Res. Normativa 304/08: 

⎡ 

du ⎤ 

Etot = ⎢ 

× 

dmês ⎥ 

⎣ 

⎦ 

( T × Dc) × + [ T × ( D max' + 3 D max' ')] 

Sendo: 

Dmax’: 

Dmax’’: 

Maior demanda mensal excedente à demanda contratada Dc em até 5%, sendo Dc, o montante contratado como reserva de capacidade. 

Maior demanda mensal excedente à demanda contratada Dc e maior que 5%, sendo Dc, o montante contratado como reserva de capacidade. 


Encargos de Uso de Consumidores Potencialmente Livres 


COD 

Usuários 

MUST- 

TUST-P 

Perm. - P 

Mês Atual 

Mês Atual 

(R$/MW) 

(MW) 

EUST-P (R$) 

PONTA 

Adicional de 

EUST Flex - 

EUST - P 

P 

(R$) 

Adicional 

Ultrap. de 

Demanda - P 

(R$) 

Desconto 

(TUST 


P R$ 

TOTAL EUST- P 

(R$) 

MUST- 

Perm. - FP 

Mês Atual 

(MW) 

TUST - FP 

Mês Atual 

(R$/MW) 


EUST Flex - 

FP 

FORA DA PONTA 

Adicional de 

EUST - FP 

(R$) 

Adicional 

Ultrap. de 

Demanda - FP 

(R$) 

Desconto 

(TUST TOTAL EUST - FP 

Incentivada) - (R$/MW) 

FP R$ 

TOTAL EUST a 

ser Cobrado no 

Mês 

(R$) 

8002 BRASKEM COPENE - PL 145,000 3.372,00 488.940,00 - - - 488.940,00 145,000 1.692,00 245.340,00 - 245.340,00 734.280,00 

8003 BRASKEM UCS AL - PL 169,000 3.589,00 606.541,00 - 20.493,19 - 627.034,19 169,000 1.752,00 296.088,00 - 10.003,92 - 306.091,92 933.126,11 

8004 BRASKEM UCS BA - PL 45,000 3.372,00 151.740,00 - - - 151.740,00 45,000 1.692,00 76.140,00 - - - 76.140,00 227.880,00 

8005 PARANAPANEMA(CAR. METAIS) - PL 48,000 3.372,00 161.856,00 - - - 161.856,00 52,000 1.692,00 87.984,00 - - - 87.984,00 249.840,00 

8006 DOW QUÍMICA - PL 133,000 3.283,00 436.639,00 - 2.035,46 - 438.674,46 133,000 1.655,00 220.115,00 - 1.257,80 - 221.372,80 660.047,26 

8008 FERBASA - PL 40,500 3.499,00 141.709,50 - - - 141.709,50 207,000 1.830,00 378.810,00 - 2.671,80 - 381.481,80 523.191,30 

8009 GERDAU-AÇONORTE - PL 11,000 3.807,00 41.877,00 - - - 41.877,00 39,000 1.876,00 73.164,00 - 1.969,80 - 75.133,80 117.010,80 

8010 GERDAU-USIBA - PL 23,000 3.448,00 79.304,00 - - - 79.304,00 85,000 1.748,00 148.580,00 - - - 148.580,00 227.884,00 

8011 LIBRA - PL 0,300 3.532,00 1.059,60 - - - 1.059,60 11,700 1.712,00 20.030,40 - 291,04 - 20.321,44 21.381,04 

8012 MINERAÇÃO CARAÍBA - PL 13,500 3.439,00 46.426,50 - 5.536,79 9.646,39 61.609,69 22,000 1.787,00 39.314,00 - 1.644,04 - 40.958,04 102.567,73 

8013 VALE MANGANÊS(RDM)-PL 71,280 3.448,00 245.773,44 - - - 245.773,44 72,800 1.748,00 127.254,40 - - - 127.254,40 373.027,84 

8014 PRIMO SCHINCARIOL - PL 11,000 3.303,00 36.333,00 - 1.387,26 - 37.720,26 12,000 1.706,00 20.472,00 - - - 20.472,00 58.192,26 

8015 ALUNORTE-PL 70,000 3.310,00 231.700,00 - 3.243,80 9.731,40 244.675,20 70,000 1.613,00 112.910,00 - 5.964,87 16.863,92 135.738,79 380.413,99 

8016 VALE (MINA)-PL 85,000 3.197,00 271.745,00 - - - 271.745,00 85,000 1.541,00 130.985,00 - - - 130.985,00 402.730,00 

8017 VALE (SOSSEGO)-PL 61,500 3.197,00 196.615,50 - - - 196.615,50 61,500 1.541,00 94.771,50 - - - 94.771,50 291.387,00 

8018 VALE (PELOTIZAÇÃO)-PL 33,000 3.747,00 123.651,00 - - - 123.651,00 33,000 1.819,00 60.027,00 - - - 60.027,00 183.678,00 

8019 VALE (PORTO)-PL 68,000 3.747,00 254.796,00 - - - 254.796,00 68,000 1.819,00 123.692,00 - - - 123.692,00 378.488,00 

8020 DOW CORNING(GLOBE METAIS)-PL 73,000 2.935,00 214.255,00 - - - 214.255,00 73,000 1.414,00 103.222,00 - - - 103.222,00 317.477,00 

Total 

1.101,080 3.730.961,54 - 32.696,50 19.377,80 - 3.783.035,84 2.358.899,30 - 23.803,27 16.863,92 - 2.399.566,49 6.182.602,32 

TABELA 1.5 

OBS: Os encargos totais descritos na tabela acima podem ser obtidos da mesma forma dos Consumidores Livres Permanentes (tabela 1.3). 


Encargos de Uso de Agentes de Distribuição - REDE BÁSICA (parte 1/2) 

COD 

Usuários 

Encargos de 

Uso da Rede 

Básica 

(R$) 

Encargos 

Referentes à 

Quota-parte de 

Itaipu (R$) 

TUSDg-T 

TUSDg-ONS 

EUST MUST 

Flexível - 

Ponta 

Adicional de 

EUST - Ponta 

(R$) 

Adicional 

Ultrap. de 

Demanda - 

Ponta (R$) 

EUST MUST 

Flexível - Fora 

Ponta 

Adicional de 

EUST - Fora 

Ponta 

(R$) 

Adicional 

Ultrap. de 

Demanda - 

Fora Ponta 

(R$) 

Total de Encargo 

de Uso da Rede 

Básica 

(R$) 

2001 AES-SUL 12.856.984,00 1.339.363,97 - 13.114,99 - 10.372,67 5.473,19 14.225.308,82 

2002 BANDEIRANTE 21.566.898,65 1.641.391,28 25.323,90 - 2.466,19 - 802,27 - 23.236.882,29 

2003 BRAGANTINA 962.041,67 130.219,94 - - 1.942,55 - 1.094.204,16 

2004 CAIUÁ 1.222.349,49 152.118,06 2.076,00 - - - 3.643,45 - 1.380.187,00 

2006 CBA 424.048,89 - - - - - 424.048,89 

2007 CEAL 3.486.021,63 - - - 2.765,63 - 3.488.787,26 

2008 CEB 6.666.313,00 671.961,40 39.035,00 - - - - - 7.377.309,40 

2009 CEEE-D 14.309.887,10 1.167.372,24 5.550,00 - 83.830,13 24.506,81 9.770,90 - 15.600.917,18 

2010 

ENERGISA(CELB) 663.333,30 - - - - - 663.333,30 

ENERGISA(CELB) (Retroativo) 34.776,00 34.776,00 

Total - ENERGISA(CELB) 698.109,30 698.109,30 

2011 CELESC 25.255.690,00 2.851.864,22 138.647,88 - 413.483,90 930.599,71 72.455,07 143.666,62 29.806.407,40 

2012 CELG-D 10.139.042,93 1.324.472,33 273.087,55 108.840,99 - 194.621,65 76.381,60 50.052,74 26.743,56 12.193.243,35 

2013 CELPA 8.482.830,41 15.561,30 - 27.598,52 - 18.122,43 1.780,65 8.545.893,31 

2014 CELPE 12.585.226,44 - 3.816,56 - 17.198,88 5.249,74 12.611.491,62 

2016 CELTINS-D 1.215.723,84 7.296,40 - 19.894,71 - 24,00 36,00 1.242.974,95 

2017 CEMAR 5.990.505,00 - - - 5.990.505,00 

2018 CEMAT 4.198.611,24 739.223,50 2.262.934,04 160.454,94 - 872,90 - 4.875,49 3.830,03 7.370.802,14 

2019 CEMIG - D 47.957.892,09 5.371.443,83 584.361,54 - 1.080.864,63 733.438,62 172.600,76 180.422,79 56.081.024,26 

2020 CEPISA 3.943.404,21 - 22.669,96 - 28.227,92 69.184,18 4.063.486,27 

2021 AMPLA 11.707.475,80 1.362.576,08 65.025,50 - 594.330,91 185.831,88 224.716,54 147.904,62 14.287.861,33 

2024 CJE (JAGUARI) 584.812,99 79.708,11 - - - 3.359,08 - 667.880,18 

2025 

COELBA - D 17.946.665,27 9.370,77 33.202,14 - 27.717,56 - 29.100,92 1.915,86 18.047.972,52 

COELBA-D (Retroativo) 1.149.245,43 1.149.245,43 

Total - COELBA-D 19.095.910,70 19.197.217,95 

2026 COELCE 9.302.647,15 - - - 8.925,34 - 9.311.572,49 

TABELA 1.6 


Encargos de Uso de Agentes de Distribuição - REDE BÁSICA (parte 2/2) 

COD 

2027 

Usuários 

Encargos de 

Uso da Rede 

Básica 

(R$) 

Encargos 

Referentes à 

Quota-parte de 

Itaipu (R$) 

TUSDg-T 

TUSDg-ONS 

EUST MUST 

Flexível - 

Ponta 

Adicional de 

EUST - Ponta 

(R$) 

Adicional 

Ultrap. de 

Demanda - 

Ponta (R$) 

EUST MUST 

Flexível - Fora 

Ponta 

Adicional de 

EUST - Fora 

Ponta 

(R$) 

Adicional 

Ultrap. de 

Demanda - 

Fora Ponta 

(R$) 


de Uso da Rede 

Básica 

(R$) 

COPEL - D 33.397.692,93 3.184.069,37 89.295,53 - 11.767,65 - 44.529,94 8.192,10 36.735.547,52 

COPEL-D (Retroativo) 737.055,00 737.055,00 

TOTAL COPEL-D 34.134.747,93 37.472.602,52 

2028 COSERN 5.153.964,54 204.065,64 18.847,80 - - - 1.740,80 - 5.378.618,78 

2029 CLPE(CPEE) 537.368,59 46.959,98 37.840,29 - - - - - 622.168,86 

2030 CPFL-D 32.400.154,67 3.495.528,20 345.894,87 - 1.574,20 - 36.808,97 4.404,82 36.284.365,73 

2031 CSPE 676.818,85 65.439,38 - 28.425,60 - 5.691,84 - 776.375,67 

2032 DME 421.023,90 56.731,61 - 73.856,96 90.091,32 16.409,76 18.825,12 676.938,67 

2033 ELEKTRO 20.455.301,73 1.859.064,50 336.734,21 55.486,08 15.109,48 13.641,43 17.324,33 1.384,27 22.754.046,03 

2035 ELETROPAULO 66.472.558,76 6.319.838,54 150.405,00 39.244,50 - 8.774,96 - - - 72.990.821,76 

2036 ENERGISA(ENERGIPE) 2.662.395,60 - 11.217,49 12.724,35 47.881,71 89.234,59 2.823.453,74 

2037 ENERSUL 3.399.751,80 520.479,96 124.412,50 - 167.073,72 198.050,23 51.434,39 95.083,15 4.556.285,75 

2038 ESCELSA - D 10.904.385,25 997.408,18 109.367,53 - 252.299,20 538.245,60 144.413,36 361.378,68 13.307.497,80 

2040 LIGHT - D 32.794.998,06 3.411.931,37 556.068,20 - 437,49 - - - 36.763.435,12 

2041 NACIONAL 673.059,97 73.051,41 10.342,20 - 2.376,50 - - - 758.830,08 

2042 PIRATININGA 16.984.499,59 1.815.622,89 10.431,00 - 2.326,51 - 519,44 - 18.813.399,43 

2043 RGE 11.935.914,76 1.197.297,53 218.400,00 72.520,00 - 29.516,22 - 22.534,48 16.737,99 13.492.920,98 

2044 ENERGISA(SAELPA) 3.932.434,70 - 41.657,92 103.961,52 18.571,85 51.970,04 4.148.596,03 

2045 SANTA CRUZ 1.266.422,14 134.691,23 16.558,00 - - - 2.086,89 - 1.419.758,26 

2046 V. PARANAPANEMA-D 1.036.661,77 118.240,31 61.874,34 - 2.493,78 138,84 1.432,96 274,54 1.221.116,54 

2047 MOCOCA-D 372.946,02 32.380,60 - - - - - 405.326,62 

2048 SULGIPE 151.942,45 - - - - - 151.942,45 

2050 SANTA MARIA 437.394,50 - - - - - 437.394,50 

2051 ENERGISA(CFLCL) 183.175,39 33.502,30 - - - - - 216.677,69 

2053 ELETROACRE 118.211,88 - - - 725,68 714,02 119.651,58 

2054 CERON 455.671,13 661.939,00 19.355,50 - 324,52 834,48 3.171,86 210,00 1.141.506,49 

2055 COPREL 41.263,07 41.263,07 

TOTAL 

470.072.318,19 40.343.625,41 3.780.202,00 3.067.664,36 0,00 3.174.891,41 2.909.914,44 13.641,43 1.074.234,90 1.234.616,56 525.671.108,70 

TABELA 1.6 


Encargos de Uso de Agentes de Distribuição de Rede de Fronteira ( parte 1/4) 

COD Usuários Transmissora a Creditar 

Encargo de 

Fronteira 

(R$) 

EUST MUST 

Flexível - Ponta 

Adicional de 

EUST - Ponta 

(R$) 

Adicional 

Ultrap. de 

Demanda - 

Ponta (R$) 

EUST MUST 

Flexível - 

Fora Ponta 

Adicional de 

EUST - Fora 

Ponta (R$) 

Adicional Ultrap. 

de Demanda - 

Fora Ponta (R$) 

Total 

Adicionais 

CEEE-T 4.044.654,82 - 7.981,00 - 3.429,53 1.137,53 12.548,06 

Encargo de 

Fronteira Total 

(R$) 

ELETROSUL 22.020,18 - 

2001 AES-SUL 4.079.223,06 

CTEEP 0,00 - 

IE SUL 0,00 - 

CTEEP 5.091.067,14 - 1.808,73 - 599,05 - 2.407,78 

FURNAS 2.085,55 - 1,27 - 0,43 - 1,70 

2002 BANDEIRANTE 5.128.250,77 

ATE V 10.891,05 8,74 - 2,89 - 11,63 

IE PINHEIROS 21.782,05 2,91 - 0,96 - 3,87 

CTEEP 889.838,73 1.476,48 1.476,48 

FURNAS 813,06 1,04 1,04 

2003 BRAGANTINA 904.876,64 

ATE V 4.245,94 7,14 7,14 

IE PINHEIROS 8.491,87 2,38 2,38 

CTEEP 1.433.740,53 3.593,84 3.593,84 

FURNAS 1.310,02 2,53 2,53 

2004 CAIUA 1.459.193,69 

ATE V 6.841,20 17,37 17,37 

IE PINHEIROS 13.682,40 5,80 5,80 

CHESF 672.851,76 893,90 893,90 

2007 CEAL CHESF(PENEDO) 184.898,74 

931.556,17 

CHESF(NATALIII-ST.RIT.-ZEBU) 72.911,77 

2008 CEB FURNAS 1.643.701,00 1.643.701,00 

CEEE-T 3.078.584,16 4.145,49 1.700,78 2.662,27 - 8.508,54 

2009 CEEE - D 3.512.355,34 

ELETROSUL 425.262,64 

CHESF 324.977,60 

2010 ENERGISA(Borborema) 344.459,60 

CHESF (Retroativo) 19.482,00 

ELETROSUL 4.249.291,00 59.938,43 134.899,30 9.798,43 19.428,70 224.064,86 

STC 581.956,00 

2011 CELESC 5.440.403,86 

ATE VI 183.993,00 

IESUL (FORQUILHINHA) 201.099,00 

CELG-T 1.284.421,80 25.356,07 1.302,30 6.103,78 213,72 32.975,87 

FURNAS 1.164.539,34 48.103,20 33.613,22 13.810,11 14.016,34 109.542,87 

2012 CELG - D 3.415.402,65 

ELETRONORTE 651.922,85 52.078,11 39.983,35 9.892,79 6.561,49 108.515,74 

CEMIG 61.762,92 1.195,63 - 525,63 - 1.721,26 

2013 CELPA ELETRONORTE 2.386.921,15 15.222,91 - 4.711,80 - 19.934,71 2.406.855,86 

CHESF 3.225.883,52 1.566,74 - 5.317,36 1.730,52 8.614,62 

2014 CELPE CHESF(NATALIII-ST.RIT.-ZEBU) 35.146,42 

3.322.911,05 

CHESF (SUAPE II e III) 53.266,49 

2016 CELTINS-D ELETRONORTE 450.256,98 10.263,99 12,24 18,36 10.294,59 460.551,57 

TABELA 1.7 




2017 CEMAR 

Encargo de 

Fronteira 

(R$) 

ELETRONORTE 1.819.461,88 

ELETRONORTE(LT S.LuisI-S.LuisIII) 103.897,04 

CHESF 100.037,81 

ELETRONORTE - LT R. G./BALSAS 49.106,12 

ENCRUZO NOVO 55.539,51 

EUST MUST 


Adicional de 

EUST - Ponta 

(R$) 

Adicional 

Ultrap. de 

Demanda - 

Ponta (R$) 

EUST MUST 

Flexível - 

Fora Ponta 

Adicional de 

EUST - Fora 

Ponta (R$) 


de Demanda - 


Total 

Adicionais 

ELETRONORTE 1.652.141,49 2.247,52 - 7.939,75 12.378,44 22.565,71 

Encargo de 


(R$) 

CELG-T 14.215,03 73,20 - - - 73,20 

2018 CEMAT FURNAS 324.513,28 1.573,11 - - - 1.573,11 2.332.376,69 

BRASNORTE 149.511,67 - - - - - 

EBTE 167.783,20 - - - 

CEMIG 5.187.399,79 197.400,21 292.511,78 39.052,06 70.032,52 598.996,57 

CEMIG ITAJUBÁ 953.854,40 - - - - - 

FURNAS 479.875,00 - - - - - 

2019 CEMIG - D 8.375.259,18 

TRANSIRAPÉ 252.969,20 - - - - - 

SMTE 609.309,33 - - - - - 

SPTE 292.854,89 - - - - - 

2020 CEPISA CHESF 1.297.961,01 12.761,73 - 20.318,61 49.554,84 82.635,18 1.380.596,19 

FURNAS 1.314.348,20 80.673,65 26.738,40 26.666,66 16.959,75 151.038,46 

2021 AMPLA - D 1.812.876,66 

PEDRAS 347.490,00 

CTEEP 555.049,08 2.632,42 2.632,42 

FURNAS 507,15 1,86 1,86 

2024 CJE (JAGUARI) 566.152,85 

ATE V 2.648,46 12,72 12,72 

IE PINHEIROS 5.296,92 4,24 4,24 

CHESF 4.060.231,68 11.733,04 - 10.676,35 931,93 23.341,32 

CHESF (Retroativo) (510.624,00) 

AFLUENTE 606.337,44 - - - - - 

AFLUENTE (Retroativo) 172.911,00 

2025 COELBA - D 

CHESF(IBICOARA-BRUMADO II) 96.654,81 - - - - - 

4.803.506,51 

CHESF(IBI-BRUMADO II) (Retroat.) 193.309,62 - 

NARANDIBA 127.636,17 - - - - 

CHESF(NATALIII-ST.RIT.-ZEBU) 33.708,47 - 

CHESF 1.870.964,51 1.678,45 1.678,45 

2026 COELCE 1.966.898,28 

CHESF Tauá-Milagres 93.884,80 370,52 370,52 

COPEL-T 5.565.290,44 3.466,78 - 8.138,33 2.684,64 14.289,75 

COPEL-T (Retroativo) 152.214,00 - 

ELETROSUL 41.921,09 - 

CTEEP 1.035.832,01 - 

2027 COPEL - D 7.005.909,38 

FURNAS 946,45 - 

ATE V 4.942,54 - 

ATE VII 180.588,00 - 

IE PINHEIROS 9.885,10 - 

TABELA 1.7 

2.128.042,36 




2028 COSERN 

Encargo de 

Fronteira 

(R$) 

EUST MUST 


Adicional de 

EUST - Ponta 

(R$) 

Adicional 

Ultrap. de 

Demanda - 

Ponta (R$) 

EUST MUST 

Flexível - 

Fora Ponta 

Adicional de 

EUST - Fora 

Ponta (R$) 


de Demanda - 


Total 

Adicionais 

Encargo de 


(R$) 

CHESF 1.739.143,01 2.728,55 2.728,55 2.040.394,53 


CTEEP 527.604,95 - 

FURNAS 482,07 - 

2029 CLPE(CPEE) 535.639,54 

ATE V 2.517,52 - 


CTEEP 9.934.010,06 1.420,90 - 34.697,08 4.165,05 40.283,03 

FURNAS 699.397,89 1,00 - 24,45 2,94 28,39 

2030 CPFL - D ATE V 40.348,28 6,87 - 167,74 20,14 194,75 11.628.948,06 

IE PINHEIROS 561.760,74 2,29 - 55,92 6,71 64,92 

TSP 352.860,00 

CTEEP 565.861,71 18.722,44 3.692,80 22.415,24 

FURNAS 517,04 13,20 2,60 15,80 

2031 CSPE 597.054,44 

ATE V 2.700,05 90,51 17,85 108,36 

IE PINHEIROS 5.400,12 30,17 5,95 36,12 

2032 DME FURNAS 111.024,90 14.828,09 18.087,43 3.378,48 3.875,76 40.169,76 151.194,66 

CTEEP 17.792.404,00 43.147,25 13.327,20 10.710,55 13.419,35 867,20 81.471,55 

FURNAS 16.239,51 30,43 9,40 7,55 9,46 0,61 57,45 

2033 ELEKTRO 18.145.116,02 

ATE V 84.806,14 208,58 64,43 51,78 64,82 4,18 393,79 

IE PINHEIROS 169.612,31 69,53 21,48 17,26 21,61 1,39 131,27 

CTEEP 17.313.436,32 174,80 174,80 

FURNAS 253,23 - 

ATE V 1.322,42 - 

2035 ELETROPAULO 18.451.440,87 


IEP (LT INT.-PIRAT. 2) 334.718,45 - 

SERRA DO JAPI (IESJ) 798.890,80 - 

CHESF 490.862,11 6.456,69 9.630,16 26.736,50 64.711,86 107.535,21 

2036 ENERGISA(Sergipe) CHESF(PENEDO) 29.758,85 

646.129,69 


ELETROSUL 445.063,20 23.148,82 6.968,89 7.149,74 8.407,63 45.675,08 

COPEL-T 72.752,00 - - - - - 

CTEEP 515.638,52 89.431,83 157.966,83 29.497,48 66.999,91 343.896,05 

2037 ENERSUL FURNAS 461,02 63,05 111,37 20,80 47,24 242,46 1.789.291,49 

PPTE 356.124,00 - - - - - 

ATE V 2.407,51 432,34 763,66 142,60 323,90 1.662,50 

IE PINHEIROS 4.814,98 144,11 254,56 47,53 107,97 554,17 

TABELA 1.7 




Encargo de 

Fronteira 

(R$) 

EUST MUST 


Adicional de 

EUST - Ponta 

(R$) 

Adicional 

Ultrap. de 

Demanda - 

Ponta (R$) 

EUST MUST 

Flexível - 

Fora Ponta 

Adicional de 

EUST - Fora 

Ponta (R$) 


de Demanda - 


Total 

Adicionais 

Encargo de 


(R$) 

CESA 124.412,00 41.574,12 88.692,66 24.225,04 60.620,52 215.112,34 

2038 ESCELSA - D ETES 229.613,75 - 2.889.141,59 

FURNAS 2.320.003,50 - 

LIGHT-T 190.962,00 110,75 110,75 

2040 LIGHT - D 4.462.521,41 

FURNAS 4.271.448,66 - 

CTEEP 736.769,75 2.089,56 2.089,56 

FURNAS 673,19 1,47 1,47 

2041 NACIONAL 750.094,09 

ATE V 3.515,54 10,10 10,10 

IE PINHEIROS 7.031,11 3,37 3,37 

CTEEP 3.764.895,23 1.162,90 - 350,38 - 1.513,28 

FURNAS 444,73 0,82 - 0,25 - 1,07 

2042 PIRATININGA ATE V 2.322,53 1,87 - 1,69 - 3,56 3.999.460,15 

IE PINHEIROS 4.645,09 5,60 - 0,56 - 6,16 

SERRA DO JAPI (IESJ) 225.628,50 - 

CEEE-T 2.188.908,75 11.661,63 - 6.367,74 7.820,07 25.849,44 

ELETROSUL 1.197.151,69 - - 856,48 - 856,48 

2043 RGE 3.771.228,82 

ETAU 198.193,00 - - - - - 

2044 ENERGISA(Paraíba) 

ELETROSUL (MISSÕES) 154.441,12 5.741,12 - 87,22 - 5.828,34 

CHESF 953.543,30 23.790,91 58.624,74 10.889,25 30.471,64 123.776,54 1.077.319,84 

CHESF(NATALIII-ST.RIT.-ZEBU) 

CTEEP 958.388,28 732,41 732,41 

FURNAS 875,68 0,52 0,52 

2045 SANTA CRUZ 973.720,66 

ATE V 4.573,01 3,54 3,54 

IE PINHEIROS 9.146,04 1,18 1,18 

CTEEP 1.155.123,29 2.341,98 130,39 1.387,84 270,66 4.130,87 

FURNAS 1.055,46 1,65 0,09 0,98 0,68 3,40 

2046 VALE PARANAPANEMA - D 1.176.874,93 

ATE V 5.511,77 11,32 0,63 6,71 1,31 19,97 

IE PINHEIROS 11.023,52 3,77 0,21 2,23 0,44 6,65 

CTEEP 365.799,24 - 

FURNAS 334,24 - 

2047 MOCOCA 371.369,80 

ATE V 1.745,44 - 


2048 SULGIPE CHESF 82.641,64 - 82.641,64 

2050 SANTA MARIA CESA 36.271,00 - 36.271,00 

2053 ELETROACRE ELETRONORTE 347.705,06 - - 1.190,00 729,22 1.919,22 349.624,28 

2054 CERON ELETRONORTE 1.492.675,87 944,44 2.428,56 3.161,95 1.154,16 7.689,11 1.500.364,98 

2055 COPREL CEEE-T 9.198,44 - 9.198,44 

5002 ALCOA FURNAS 350.665,00 - 350.665,00 

5107 RIMA CEMIG 11.793,00 - 11.793,00 

TOTAL 

136.696.989,62 0,00 825.482,74 887.831,82 10.787,14 351.507,00 446.259,97 2.521.868,67 139.218.858,29 

TABELA 1.7 


Encargos Setoriais a serem cobrados dos Consumidores Livres e Potencialmente Livres (parte 1/3) 

Cód 

Usuário 

Agente de 

Transm. 

Conectado 

Informação CCEE (1) Tarifa (R$/MWh) Encargos Setoriais 

Consumo 

(MWh) 

Geração 

Própria 

(MWh) 

CCC 

Sist. 

Isol. 

CDE 

Proinfa 

CCC Sist. 

Isolado 

CDE 

PROINFA 

Total 

5083 MIRABELA-P AFLUENTE 18.789,28 - 8,04 2,59 6,04 151.065,78 48.664,23 113.487,23 313.217,24 

5011 FIBRAPLAC-P CEEE 15.590,44 - 8,54 12,46 6,42 133.142,34 194.256,86 100.090,61 427.489,81 

5013 BRASKEM (OPP)-P CEEE 87.603,48 - 8,54 12,46 6,42 748.133,71 1.091.539,35 562.414,33 2.402.087,39 

5017 INNOVA-P CEEE 5.017,30 - 8,54 12,46 6,42 42.847,71 62.515,51 32.211,04 137.574,26 

5024 OXITENO-P CEEE 2.284,95 - 8,54 12,46 6,42 19.513,44 28.470,43 14.669,36 62.653,23 

5025 LANXESS(DSM)-P CEEE 4.395,22 - 8,54 12,46 6,42 37.535,15 54.764,39 28.217,29 120.516,83 

5048 LANXESS (PETROFLEX)-P CEEE 2.893,90 - 8,54 12,46 6,42 24.713,86 36.057,93 18.578,81 79.350,60 

5080 BRASKEM (COPESUL)-P CEEE 42.678,35 38.039,00 8,54 12,46 6,42 39.620,07 57.806,34 29.784,65 127.211,06 

5084 CASTERTECH-P CEEE 2.612,10 - 8,54 12,46 6,42 22.307,37 32.546,81 16.769,71 71.623,89 

5042 WHITE MARTINS-TRIUNFO-P CEEE 7.402,66 - 8,54 12,46 6,42 63.218,69 92.237,11 47.525,06 202.980,86 

5092 VIPAL-P CEEE 4.105,95 - 8,54 12,46 6,42 35.064,83 51.160,16 26.360,21 112.585,20 

5034 CARAMURU-P CELG 3.955,48 - 8,04 11,74 6,04 31.802,03 46.437,29 23.891,08 102.130,40 

5067 MINERAÇÃO MARACÁ-P CELG 20.677,61 - 8,04 11,74 6,04 166.247,96 242.755,10 124.892,74 533.895,80 

5008 VALE (ITABIRA)-P CEMIG 51.478,38 51.260,60 8,54 12,46 6,42 1.859,83 2.713,53 1.398,14 5.971,50 

5028 NOVA ERA SILICON-P CEMIG 24.310,47 - 8,54 12,46 6,42 207.611,40 302.908,44 156.073,21 666.593,05 

5040 WHITE MARTINS IPATINGA-P CEMIG 40.308,38 - 8,54 12,46 6,42 344.233,56 502.242,40 258.779,79 1.105.255,75 

5041 USIMINAS-P CEMIG 127.803,00 30.626,71 8,54 12,46 6,42 829.885,54 1.210.816,61 623.871,80 2.664.573,95 

5046 VALE(BRUCUTU)-P CEMIG 36.369,81 35.822,39 8,54 12,46 6,42 4.674,94 6.820,82 3.514,42 15.010,18 

5047 LINDE GASES-P CEMIG 11.100,85 - 8,54 12,46 6,42 94.801,22 138.316,53 71.267,43 304.385,18 

5049 APERAM (ACESITA)-P CEMIG 63.927,79 - 8,54 12,46 6,42 545.943,33 796.540,27 410.416,42 1.752.900,02 

5060 VALE(ÁGUA LIMPA)-P CEMIG 3.009,10 3.009,10 8,54 12,46 6,42 - - - - 

5061 ARCELORMITTAL(CSBM-MONLEVADE)-P CEMIG 42.076,83 22.823,57 8,54 12,46 6,42 164.422,78 239.895,53 123.605,88 527.924,19 

5062 WHITE MARTINS MONLEVADE-P CEMIG 11.833,21 - 8,54 12,46 6,42 101.055,61 147.441,79 75.969,20 324.466,60 

5065 ANGLOGOLD ASHANTI-P (AP-ANG. S.Bento)CEMIG 9.607,52 5.194,95 8,54 12,46 6,42 37.683,40 54.980,69 28.328,74 120.992,83 

5073 ANGLOGOLD(SÃO BENTO)-P CEMIG 6.140,35 - 8,54 12,46 6,42 52.438,59 76.508,76 39.421,04 168.368,39 

5074 WHITE MARTINS BARÃO COCAIS-P (2) CEMIG 6.500,29 - 8,54 12,46 6,42 55.512,48 80.993,62 41.731,86 178.237,96 

5088 VALLOUREC & SUMITOMO CEMIG 26.037,04 - 8,54 12,46 6,42 222.356,29 324.421,47 167.157,77 713.935,53 

5107 RIMA-P CEMIG 27.155,78 - 8,54 12,46 6,42 231.910,35 338.361,01 174.340,10 744.611,46 

5027 VERACEL-P CHESF 2.182,64 2.182,64 8,54 2,75 6,42 - - - - 

TABELA 1.8 



Cód 

Consumo 

(MWh) 

Geração 

Própria 

(MWh) 

CCC 

Sist. 

Isol. 

CDE 

Proinfa 

CCC Sist. 

Isolado 

CDE 

PROINFA 

5035 EKA BAHIA-P CHESF 18.873,80 - 8,54 2,75 6,42 161.182,22 51.902,94 121.169,77 334.254,93 

5066 VALE POTÁSSIO(SERGIPE) CHESF 15.159,55 - 8,54 2,75 6,42 129.462,55 41.688,76 97.324,30 268.475,61 

5087 COTEMINAS(CAMP. GRANDE) CHESF 14.647,63 - 8,54 2,75 6,42 125.090,77 40.280,99 94.037,79 259.409,55 

8002 BRASKEM COPENE - PL CHESF 79.199,68 - 8,54 2,75 6,42 676.365,24 217.799,11 508.461,93 1.402.626,28 

5082 BRASKEM COPENE - RC CHESF 7.059,77 - 8,54 2,75 6,42 60.290,40 19.414,36 45.323,70 125.028,46 

8003 BRASKEM UCS AL - PL CHESF 104.293,81 - 8,54 2,75 6,42 890.669,16 286.807,99 669.566,28 1.847.043,43 

8004 BRASKEM UCS BA - PL CHESF 28.877,46 - 8,54 2,75 6,42 246.613,54 79.413,03 185.393,32 511.419,89 

8005 PARANAPANEMA(CAR.METAIS) - PL (2) CHESF 29.397,80 - 8,54 2,75 6,42 251.057,21 80.843,95 188.733,87 520.635,03 

8006 DOW QUÍMICA - PL CHESF 78.754,27 - 8,54 2,75 6,42 672.561,45 216.574,24 505.602,40 1.394.738,09 

5106 FAFEN - P CHESF 16.896,30 16.896,30 8,54 2,75 6,42 - - - - 

8008 FERBASA - PL (2) CHESF 133.114,77 - 8,54 2,75 6,42 1.136.800,13 366.065,62 854.596,82 2.357.462,57 

8009 GERDAU(AÇONORTE)-PL CHESF 15.220,17 - 8,54 2,75 6,42 129.980,28 41.855,48 97.713,51 269.549,27 

8010 GERDAU(USIBA)-PL (2) CHESF 23.508,17 - 8,54 2,75 6,42 200.759,75 64.647,46 150.922,43 416.329,64 

8011 LIBRA - PL CHESF 7.286,46 - 8,54 2,75 6,42 62.226,39 20.037,77 46.779,09 129.043,25 

8012 MINERAÇÃO CARAÍBA - PL (2) CHESF 11.871,86 - 8,54 2,75 6,42 101.385,71 32.647,62 76.217,36 210.250,69 

8013 VALE MANGANÊS (RDM) -PL (2) CHESF 26.966,96 - 8,54 2,75 6,42 230.297,85 74.159,14 173.127,89 477.584,88 

8014 PRIMO SCHINCARIOL - PL CHESF 5.372,03 - 8,54 2,75 6,42 45.877,13 14.773,08 34.488,43 95.138,64 

5105 PETROBRÁS(UTE C.Furtado) RLAM -RC CHESF 6.613,80 6.613,80 8,54 2,75 - - - - 

5007 CSN (ARAUCÁRIA)-P COPEL 7.791,26 - 8,54 12,46 6,42 66.537,39 97.079,15 50.019,91 213.636,45 

5079 REPAR-P COPEL 10.962,59 10.962,59 8,54 12,46 6,42 - - - - 

5102 UTE BERNECK (CARGA)-P COPEL 13.027,06 - 8,54 12,46 6,42 111.251,07 162.317,14 83.633,71 357.201,92 

5101 KLABIN COPEL 51.052,94 - 8,54 12,46 6,42 435.992,08 636.119,60 327.759,86 1.399.871,54 

5104 BRENCO(UTE COSTA RICA) - CARGA ITATIM 134,72 - 8,54 12,46 1.150,50 1.678,60 - 2.829,10 

5029 CARBOCLORO - P CTEEP 84.134,46 - 8,54 12,46 6,42 718.508,26 1.048.315,34 540.143,22 2.306.966,82 

5108 TOYOTA-P CTEEP 1.642,91 - 8,54 12,46 6,42 14.030,44 20.470,64 10.547,47 45.048,55 

5006 

CBA (CABREÚVA)-P CTEEP 482.652,18 438.947,81 8,54 12,46 6,42 373.235,30 544.556,42 280.582,04 1.198.373,76 

Retroativo CBA CTEEP - - (373.235,30) (544.556,42) (280.582,04) (1.198.373,76) 

Total CBA - - - - - - 

5036 GERDAU-SP - P CTEEP 25.015,11 18.173,82 8,54 12,46 6,42 58.424,68 85.242,56 43.921,13 187.588,37 

5103 

Usuário 

Agente de 

Transm. 

Conectado 

Informação CCEE (1) Tarifa (R$/MWh) Encargos Setoriais 

SOLVAY CTEEP 45.309,10 - 8,54 12,46 6,42 386.939,73 564.551,41 290.884,43 1.242.375,57 

SOLVAY (Retroativo 5 de 6) CTEEP - - 302.472,98 302.472,98 

Total - SOLVAY - - 386.939,73 564.551,41 593.357,41 1.544.848,55 

Total 

TABELA 1.8 


Cód 


Consumo 

(MWh) 

Geração 

Própria 

(MWh) 

CCC 

Sist. 

Isol. 

CDE 

Proinfa 

CCC Sist. 

Isolado 

5026 ALBRÁS-P ELETRONORTE 577.341,44 - 8,54 2,75 6,42 4.930.495,89 1.587.688,96 3.706.532,04 10.224.716,89 

5023 

Usuário 

Agente de 

Transm. 

Conectado 

Informação CCEE (1) 

Tarifa (R$/MWh) 

Encargos Setoriais 

CDE 

PROINFA 

ALUMAR (Redução)-P ELETRONORTE 492.914,91 230.165,15 8,54 2,75 6,42 2.243.883,01 722.561,86 1.686.853,50 4.653.298,37 

ALUMAR (Redução)-P (Retroativo) ELETRONORTE (2.243.883,01) (722.561,86) (1.686.853,50) (4.653.298,37) 

Total - ALUMAR (Redução)-P - - - - 

5022 ALUMAR (Refinaria)-P ELETRONORTE 38.461,76 - 8,54 2,75 6,42 328.463,41 105.769,83 246.924,48 681.157,72 

5004 ALUNORTE (RC) ELETRONORTE 52.525,58 - 8,54 2,75 6,42 448.568,49 144.445,36 337.214,25 930.228,10 

5068 HYDRO PARAGOMINAS-P ELETRONORTE 29.769,23 - 8,54 2,75 6,42 254.229,26 81.865,39 191.118,48 527.213,13 

5072 SADIA-P ELETRONORTE 10.257,53 - 8,54 12,46 6,42 87.599,33 127.808,85 65.853,36 281.261,54 

5076 VALE(MINERAÇÃO ONÇA PUMA)-P ELETRONORTE 5.932,28 5.932,28 8,54 2,75 6,42 - - - - 

5112 ESBR(UHE JIRAU - Carga)-P ELETRONORTE 9.838,92 - 8,54 2,75 6,42 84.024,37 27.057,03 63.165,86 174.247,26 

8015 ALUNORTE-PL ELETRONORTE - - 8,54 2,75 6,42 - - - - 

8017 VALE (SOSSEGO)-PL (2) ELETRONORTE 33.641,20 - 8,54 2,75 6,42 287.295,82 92.513,29 215.976,48 595.785,59 

8016 VALE (MINA)-PL (2) ELETRONORTE 43.695,24 - 8,54 2,75 6,42 373.157,39 120.161,92 280.523,47 773.842,78 

8018 VALE (PELOTIZAÇÃO)-PL ELETRONORTE 19.806,50 - 8,54 2,75 6,42 169.147,47 54.467,86 127.157,70 350.773,03 

8019 VALE (PORTO)-PL ELETRONORTE 15.385,63 - 8,54 2,75 6,42 131.393,27 42.310,48 98.775,74 272.479,49 

8020 DOW CORNING(G METAIS)-PL ELETRONORTE 44.717,51 - 8,54 2,75 6,42 381.887,56 122.973,16 287.086,43 791.947,15 

5100 VALE SALOBO ELETRONORTE 17.191,75 - 8,54 2,75 6,42 146.817,58 47.277,32 110.371,06 304.465,96 

5090 RIO CLARO(CAÇU)-P COQUEIROS 143,45 - 8,54 12,46 6,42 1.225,06 1.787,38 920,94 3.933,38 

5002 ALCOA-P FURNAS 132.163,32 132.163,32 8,54 12,46 6,42 - - - - 

5019 ANGLO AMERICAN(NIQUELÂNDIA)-P FURNAS 29.364,85 - 8,54 12,46 6,42 250.775,80 365.886,00 188.522,32 805.184,12 

5070 VOTORANTIM(NIQUELÂNDIA)-P FURNAS 13.171,36 13.171,36 8,54 12,46 6,42 - - - - 

5078 VOTORANTIM SIDERURGIA (SBM)-P FURNAS 51.349,81 31.208,83 8,54 12,46 6,42 172.003,98 250.956,63 129.305,10 552.265,71 

5091 ANGLO AMERICAN (BARRO ALTO)-P FURNAS 70.118,57 - 8,54 12,46 6,42 598.812,56 873.677,34 450.161,20 1.922.651,10 

5098 TKCSA(UTE ATLÃNTICO)-RC FURNAS 122.416,29 7.110,07 8,54 12,46 6,42 984.715,14 1.436.715,53 740.265,95 3.161.696,62 

5077 KINROSS(RPM)-P SMTE 80.199,93 - 8,54 12,46 6,42 684.907,39 999.291,11 514.883,54 2.199.082,04 

5094 UTE SANTA LUZIA(CARGA)-P BRILHANTE 108,90 - 8,54 12,46 6,42 930,00 1.356,88 699,13 2.986,01 

5097 UTE ELDORADO (CARGA) BRILHANTE 101,60 - 8,54 12,46 6,42 867,63 1.265,88 652,24 2.785,75 

5095 PORTO DO ITAQUI (CARGA)-P ELETRONORTE(MIR. II) 2.960,48 - 8,54 2,75 6,42 25.282,49 8.141,32 19.006,28 52.430,09 

5096 USJ (UTE QUIRINÓPOLIS - CARGA) TER 15,13 15,13 8,04 11,74 6,04 - - - - 

Total 3.946.277,90 1.100.304,27 21.665.656,08 17.020.276,48 16.588.725,57 55.274.658,13 

Total 

(1) Medição referente ao mês de setembro/2012 

(2) 

Tabela 1.8 

Encargossetoriais referentes atoda aenergia comercializada no ambiente livre ecativo,porém atribuídos, para fins de cobrança, aosagentes potencialmente livres “PL”,em virtude dosrespectivos CUSTs vigentes 

(consumidores apenas com CUST’s como potencialmente livres). 


ANEXO 2 

MEMÓRIA DE CÁLCULO – ENCARGOS DAS DISTRIBUIDORAS E CONSUMIDORES 

_________________________________________________________________________________________________________________ 

RELATÓRIO DE APURAÇÃO MENSAL DE SERVIÇOS E ENCARGOS DE TRANSMISSÃO

REDE BÁSICA - EBO(CELB) - 2010 - Outubro/12 

Nº Barra Pontos de Conexão 

MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS RB 

Ponta 

(R$) 

MUST Fora Ponta 

(MW) 

TUST RB Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS RB 

Fora Ponta 

(R$) 

EUST Total (R$) 

5226 CAMPINA GRANDE 2---069 30,000 3.897,00 116.910,00 34,000 1.899,00 64.566,00 181.476,00 

5230 CAMPINA GRANDE 2---13,8 18,700 3.897,00 72.873,90 18,000 1.899,00 34.182,00 107.055,90 

5227 CAMPINA GRANDE 1---069 22,200 3.897,00 86.513,40 22,400 1.899,00 42.537,60 129.051,00 

5221 ALTO BRANCO---069 18,000 3.897,00 70.146,00 18,000 1.899,00 34.182,00 104.328,00 

5228 BELA VISTA---069 24,400 3.897,00 95.086,80 24,400 1.899,00 46.335,60 141.422,40 

113,300 441.530,10 116,800 9.495,00 221.803,20 663.333,30 

TOTAL 

663.333,30 

* Conforme CUST-2002-091-13 

Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede Básica referente ao Aditivo nº 13 ao CUST 091/2002 

Mês 

Pontos de Conexão 

MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS RB 

Ponta 

(R$) 

ENCARGOS 

PAGOS RB Ponta 

(R$) 

Diferença RB 

Ponta 

(R$) 


(MW) 

TUST RB Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS RB 

Fora Ponta 

(R$) 

ENCARGOS 

PAGOS RB Fora 

Ponta 

(R$) 

Diferença RB Fora 

Ponta 

(R$) 

jul/12 ALTO BRANCO---069 18,000 3.897,00 70.146,00 62.352,00 7.794,00 18,000 1.899,00 34.182,00 30.384,00 3.798,00 

ago/12 ALTO BRANCO---069 18,000 3.897,00 70.146,00 62.352,00 7.794,00 18,000 1.899,00 34.182,00 30.384,00 3.798,00 

set/12 ALTO BRANCO---069 18,000 3.897,00 70.146,00 62.352,00 7.794,00 18,000 1.899,00 34.182,00 30.384,00 3.798,00 

Total de Encargos da Rede Básica 210.438,00 187.056,00 23.382,00 102.546,00 91.152,00 11.394,00 

ANEXO 2

REDE DE FRONTEIRA - EBO(CELB) - 2010 - Outubro/12 

TRANSMISSORA TIPO % Pontos de Conexão 

CHESF 

MUST Ponta 

(MW) 

TUST FR 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS FR 

Ponta 

(R$) 

MUST Fora 

Ponta 

(MW) 

TUST FR Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS FR 

Fora Ponta 

(R$) 

Total ENCARGOS 

FRONTEIRA 

RC-G18 100 CAMPINA GRANDE 2---069 30,000 1.174,00 35.220,00 34,00 583,00 19.822,00 55.042,00 

RC-G18 100 CAMPINA GRANDE 2---13,8 18,700 2.168,00 40.541,60 18,00 1.079,00 19.422,00 59.963,60 

RC-G18 100 CAMPINA GRANDE 1---069 22,200 2.168,00 48.129,60 22,40 1.079,00 24.169,60 72.299,20 

100 ALTO BRANCO---069 18,000 2.168,00 39.024,00 18,00 1.079,00 19.422,00 58.446,00 

RC-G18 100 BELA VISTA---069 24,400 2.168,00 52.899,20 24,40 1.079,00 26.327,60 79.226,80 

SUB-TOTAL CHESF 113,300 215.814,40 116,80 109.163,20 324.977,60 324.977,60 

TOTAL GERAL 

TOTAL 

(R$) 

113,300 215.814,40 116,80 109.163,20 324.977,60 324.977,60 

e encargos de uso da Rede de Fronteira a ser pago a CHESF referente ao Aditivo nº 27 ao CUST 127/2002 

Mês 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST FR Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS 

FR Ponta 

(R$) 

ENCARGOS PAGOS 

FR Ponta 

(R$) 

Diferença FR 

Ponta 

(R$) 

MUST Fora 

Ponta 

(MW) 

TUST FR Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS FR Fora 

Ponta 

(R$) 

ENCARGOS 

PAGOS FR Fora 

Ponta (R$) 

Diferença FR Fora 

Ponta 

(R$) 

jul/12 

ALTO BRANCO--- 

069 

18,000 2.168,00 39.024,00 34.688,00 4.336,00 18,000 1.079,00 19.422,00 17.264,00 2.158,00 

ago/12 


069 

18,000 2.168,00 39.024,00 34.688,00 4.336,00 18,000 1.079,00 19.422,00 17.264,00 2.158,00 

set/12 


069 

18,000 2.168,00 39.024,00 34.688,00 4.336,00 18,000 1.079,00 19.422,00 17.264,00 2.158,00 

TOTAL RETROATIVO 13.008,00 6.474,00 

OS DE USO DA REDE DE FRONTEIRA A SER PAGO A CHESF EM OUTUBRO/12 344.459,60 

ANEXO 2

REDE BÁSICA - COELBA-D (2025) - Outubro/12 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS RB 

Ponta 

(R$) 

MUST Fora 

Ponta 

(MW) 

TUST RB Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS RB Fora 

Ponta 

(R$) 

EUST Total (R$) 

6203 ABAIXADORA---069 28,030 2.366,00 66.318,98 27,200 1.115,00 30.328,00 96.646,98 

6353 B.J.DA LAPA II - 69 kV (A) 100,100 3.473,00 347.647,30 103,380 1.716,00 177.400,08 525.047,38 

6363 BARREIRAS---069 64,380 3.763,00 242.261,94 52,170 1.826,00 95.262,42 337.524,36 

6365 BARREIRAS---138 69,690 3.763,00 262.243,47 66,100 1.826,00 120.698,60 382.942,07 

CAMAÇARI 2---230 - - - 

5757 CAMACARI II---069 120,020 3.339,00 400.746,78 122,600 1.677,00 205.600,20 606.346,98 

5786 CATU---069 160,960 3.496,00 562.716,16 162,330 1.821,00 295.602,93 858.319,09 

5792 CATU---13,8 19,190 3.496,00 67.088,24 18,540 1.820,00 33.742,80 100.831,04 

5703 CIC. DANTAS---069 39,700 2.774,00 110.127,80 39,700 1.359,00 53.952,30 164.080,10 

5803 COTEGIPE---069 264,580 3.477,00 919.944,66 271,250 1.768,00 479.570,00 1.399.514,66 

5974 EUNAPOLIS---138 200,100 4.292,00 858.829,20 197,120 2.155,00 424.793,60 1.283.622,80 

5904 FUNIL---138 353,970 4.293,00 1.519.593,21 352,970 2.167,00 764.885,99 2.284.479,20 

5911 FUNIL---13,8 8,660 4.293,00 37.177,38 8,880 2.167,00 19.242,96 56.420,34 

5883 G.MANGABEIRA---069 59,690 3.555,00 212.197,95 65,240 1.793,00 116.975,32 329.173,27 

5983 NARANDIBA---069 130,210 3.546,00 461.724,66 127,540 1.796,00 229.061,84 690.786,50 

6342 IRECE---138 56,620 4.069,00 230.386,78 55,130 2.089,00 115.166,57 345.553,35 

6343 IRECE---069 59,950 4.069,00 243.936,55 61,310 2.089,00 128.076,59 372.013,14 

6364 IBICOARA---138 24,990 3.673,00 91.788,27 23,100 1.843,00 42.573,30 134.361,57 

5826 JACARACANGA---069 95,320 3.283,00 312.935,56 107,210 1.655,00 177.432,55 490.368,11 

6313 JUAZEIRO II---069 67,550 3.042,00 205.487,10 105,600 1.561,00 164.841,60 370.328,70 

5856 MATATU---069 209,090 3.602,00 753.142,18 241,780 1.825,00 441.248,50 1.194.390,68 

5863 MATATU---11,9 45,900 3.598,00 165.148,20 37,680 1.823,00 68.690,64 233.838,84 

5843 PITUACU---069 336,910 3.535,00 1.190.976,85 328,670 1.790,00 588.319,30 1.779.296,15 

6333 SR.BONFIM II---069 61,030 3.772,00 230.205,16 64,820 1.963,00 127.241,66 357.446,82 

6332 SR.BONFIM II---138 81,640 3.772,00 307.946,08 87,740 1.963,00 172.233,62 480.179,70 

5893 STO.A.JESUS---069 111,090 3.720,00 413.254,80 115,210 1.872,00 215.673,12 628.927,92 

Texeira de Freitas---138 0,000 - - - 

6253 ZEBU---069 7,500 2.377,00 17.827,50 9,350 1.121,00 10.481,35 28.308,85 

ZEBU---013 - - - 

6257 ITAPARICA---069 1,160 2.377,00 2.757,32 2,080 1.121,00 2.331,68 5.089,00 

6255 MOXOTO---069 9,300 2.371,00 22.050,30 9,100 1.117,00 10.164,70 32.215,00 

5944 BRUMADO II---069 94,950 4.092,00 388.535,40 100,670 2.070,00 208.386,90 596.922,30 

6321 JAGUARARI---230 2,120 3.439,00 7.290,68 2,030 1.787,00 3.627,61 10.918,29 

5735 OLINDINA---13,8 8,540 3.144,00 26.849,76 8,540 1.594,00 13.612,76 40.462,52 

5873 TOMBA---069 249,060 3.956,00 985.281,36 240,195 2.001,00 480.630,20 1.465.911,56 

5755 FORD---230 42,400 3.253,00 137.927,20 42,400 1.632,00 69.196,80 207.124,00 

5872 EMBASA---230 0,700 3.713,00 2.599,10 12,900 1.881,00 24.264,90 26.864,00 

5970 ITAPEBI SE---230 5,000 4.053,00 20.265,00 5,000 2.029,00 10.145,00 30.410,00 

Total 

3.190,100 11.825.208,88 3.275,535 6.121.456,39 17.946.665,27 

PARCELA DA TUSDg-T 

PARCELA DA TUSDg-ONS 

TOTAL 

9.370,77 

33.202,14 

17.989.238,18 

Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede Básica referente ao Aditivo nº 19 ao CUST 097/2002 e entrada em operação dos trafos da SE IBICOARA 

ENCARGOS 

ENCARGOS RB 

ENCARGOS RB Fora ENCARGOS PAGOS Diferença RB Fora 

MUST Ponta TUST RB Ponta 

PAGOS RB Diferença RB Ponta MUST Fora Ponta TUST RB Fora Ponta 

Mês 


Ponta 

Ponta 

RB Fora Ponta Ponta 

(MW) 

(R$/MW) 

Ponta 

(R$) 

(MW) 

(R$/MW) 

(R$) 

(R$) 

(R$) 

(R$) 

(R$) 

jan/11 BRUMADO II---069 99,200 5.411,00 536.771,20 399.764,68 137.006,52 

fev/11 BRUMADO II---069 99,200 5.411,00 536.771,20 399.764,68 137.006,52 

mar/11 BRUMADO II---069 99,200 5.411,00 536.771,20 399.764,68 137.006,52 

abr/11 BRUMADO II---069 99,200 5.411,00 536.771,20 399.764,68 137.006,52 

mai/11 BRUMADO II---069 99,200 5.411,00 536.771,20 399.764,68 137.006,52 

jun/11 BRUMADO II---069 99,200 5.411,00 536.771,20 399.764,68 137.006,52 

IBICOARA---138 25,320 4.322,00 109.433,04 - 109.433,04 17,000 858,00 14.586,00 - 14.586,00 

jul/11 

BRUMADO II---069 73,880 4.836,00 357.283,68 417.395,16 (60.111,48) 93,400 979,00 91.438,60 81.070,99 10.367,61 

IBICOARA---138 25,320 4.322,00 109.433,04 - 109.433,04 17,000 858,00 14.586,00 - 14.586,00 

ago/11 

BRUMADO II---069 73,880 4.836,00 357.283,68 417.395,16 (60.111,48) 93,400 979,00 91.438,60 81.070,99 10.367,61 

IBICOARA---138 25,320 4.322,00 109.433,04 - 109.433,04 17,000 858,00 14.586,00 - 14.586,00 

set/11 

BRUMADO II---069 73,880 4.836,00 357.283,68 417.395,16 (60.111,48) 93,400 979,00 91.438,60 81.070,99 10.367,61 

IBICOARA---138 25,320 4.322,00 109.433,04 - 109.433,04 17,000 858,00 14.586,00 - 14.586,00 

out/11 

BRUMADO II---069 73,880 4.836,00 357.283,68 417.395,16 (60.111,48) 93,400 979,00 91.438,60 81.070,99 10.367,61 

IBICOARA---138 25,320 4.322,00 109.433,04 - 109.433,04 17,000 858,00 14.586,00 - 14.586,00 

nov/11 

BRUMADO II---069 73,880 4.836,00 357.283,68 417.395,16 (60.111,48) 93,400 979,00 91.438,60 81.070,99 10.367,61 

IBICOARA---138 25,320 4.322,00 109.433,04 - 109.433,04 17,000 858,00 14.586,00 - 14.586,00 

dez/11 

BRUMADO II---069 73,880 4.836,00 357.283,68 417.395,16 (60.111,48) 93,400 979,00 91.438,60 81.070,99 10.367,61 

IBICOARA---138 24,990 4.322,00 108.006,78 - 108.006,78 23,100 858,00 19.819,80 - 19.819,80 

jan/12 

JACARACANGA---069 95,320 3.536,00 337.051,52 450.203,52 (113.152,00) 107,210 706,00 75.690,26 98.282,26 (22.592,00) 

IBICOARA---138 24,990 4.322,00 108.006,78 - 108.006,78 23,100 858,00 19.819,80 - 19.819,80 

fev/12 

JACARACANGA---069 95,320 3.536,00 337.051,52 450.203,52 (113.152,00) 107,210 706,00 75.690,26 98.282,26 (22.592,00) 

IBICOARA---138 24,990 4.322,00 108.006,78 - 108.006,78 23,100 858,00 19.819,80 - 19.819,80 

mar/12 

JACARACANGA---069 95,320 3.536,00 337.051,52 450.203,52 (113.152,00) 107,210 706,00 75.690,26 98.282,26 (22.592,00) 

IBICOARA---138 24,990 4.322,00 108.006,78 - 108.006,78 23,100 858,00 19.819,80 - 19.819,80 

abr/12 

JACARACANGA---069 95,320 3.536,00 337.051,52 450.203,52 (113.152,00) 107,210 706,00 75.690,26 98.282,26 (22.592,00) 

IBICOARA---138 24,990 4.322,00 108.006,78 - 108.006,78 23,100 858,00 19.819,80 - 19.819,80 

mai/12 

JACARACANGA---069 95,320 3.536,00 337.051,52 450.203,52 (113.152,00) 107,210 706,00 75.690,26 98.282,26 (22.592,00) 

IBICOARA---138 24,990 4.322,00 108.006,78 - 108.006,78 23,100 858,00 19.819,80 - 19.819,80 

jun/12 

JACARACANGA---069 95,320 3.536,00 337.051,52 450.203,52 (113.152,00) 107,210 706,00 75.690,26 98.282,26 (22.592,00) 

IBICOARA---138 24,990 3.673,00 91.788,27 - 91.788,27 23,100 1.843,00 42.573,30 - 42.573,30 

jul/12 

JACARACANGA---069 95,320 3.283,00 312.935,56 417.991,56 (105.056,00) 107,210 1.655,00 177.432,55 230.392,55 (52.960,00) 

IBICOARA---138 24,990 3.673,00 91.788,27 - 91.788,27 23,100 1.843,00 42.573,30 - 42.573,30 

ago/12 

JACARACANGA---069 95,320 3.283,00 312.935,56 417.991,56 (105.056,00) 107,210 1.655,00 177.432,55 230.392,55 (52.960,00) 

IBICOARA---139 24,990 3.673,00 91.788,27 - 91.788,27 23,100 1.844,00 42.596,40 - 42.596,40 

set/12 

JACARACANGA---069 95,320 3.283,00 312.935,56 417.991,56 (105.056,00) 107,210 1.655,00 177.432,55 230.392,55 (52.960,00) 

Total de Encargos da Rede Básica 

1.047.293,97 101.951,46 

TOTAL DE ENCARGOS DE REDE BÁSICA A SER COBRADO EM SETEMBRO/12 

19.138.483,61 

ANEXO 2

REDE DE FRONTEIRA - COELBA-D (2025) - Outubro/12 

ENCARGOS FR 

TUST FR Fora ENCARGOS FR Fora 

MUST Ponta TUST FR Ponta 



TRANSMISSORA TIPO % Nº Barra Pontos de Conexão 

Ponta 

Ponta 

Ponta 

(MW) 

(R$/MW) 

(MW) 

FRONTEIRA 

(R$) 

(R$/MW) 

(R$) 

RC-G8 100 6203 ABAIXADORA---069 28,030 432,00 12.108,96 27,20 209,00 5.684,80 17.793,76 

TR-FR 100 6353 B.J.DA LAPA II - 69 kV (A) 100,100 1.887,00 188.888,70 103,38 945,00 97.694,10 286.582,80 

TR-FR 100 6363 BARREIRAS---069 64,380 1.749,00 112.600,62 52,17 903,00 47.109,51 159.710,13 

TR-FR 100 6365 BARREIRAS---138 69,690 4.074,00 283.917,06 66,10 2.025,00 133.852,50 417.769,56 

TR-FR 100 5757 CAMACARI II---069 120,020 1.170,00 140.423,40 122,60 569,00 69.759,40 210.182,80 

TR-FR 100 5786 CATU---069 160,960 1.190,00 191.542,40 162,33 592,00 96.099,36 287.641,76 

TR-FR 100 5792 CATU---13,8 19,190 1.190,00 22.836,10 18,54 592,00 10.975,68 33.811,78 

TR-FR 100 5703 CIC. DANTAS---069 39,700 2.843,00 112.867,10 39,70 1.424,00 56.532,80 169.399,90 

TR-FR 100 5803 COTEGIPE---069 264,580 571,00 151.075,18 271,25 278,00 75.407,50 226.482,68 

TR-FR 100 5974 EUNAPOLIS---138 200,100 718,00 143.671,80 197,12 358,00 70.568,96 214.240,76 

TR-FR 100 5904 FUNIL---138 353,970 445,00 157.516,65 352,97 221,00 78.006,37 235.523,02 

TR-FR 100 5911 FUNIL---13,8 8,660 445,00 3.853,70 8,88 221,00 1.962,48 5.816,18 

TR-FR 100 5883 G.MANGABEIRA---069 59,690 923,00 55.093,87 65,24 450,00 29.358,00 84.451,87 

TR-FR 100 6342 IRECE---138 56,620 1.912,00 108.257,44 55,13 955,00 52.649,15 160.906,59 

CHESF 

TR-FR 100 6343 IRECE---069 59,950 1.954,00 117.142,30 61,31 961,00 58.918,91 176.061,21 

TR-FR 100 5826 JACARACANGA---069 95,320 1.228,00 117.052,96 107,21 599,00 64.218,79 181.271,75 

TR-FR 100 6313 JUAZEIRO II---069 67,550 1.039,00 70.184,45 105,60 465,00 49.104,00 119.288,45 

TR-FR 100 5856 MATATU---069 209,090 465,00 97.226,85 241,78 224,00 54.158,72 151.385,57 

TR-FR 100 5863 MATATU---11,9 45,900 1.558,00 71.512,20 37,68 812,00 30.596,16 102.108,36 

TR-FR 100 5843 PITUACU---069 336,910 477,00 160.706,07 328,67 240,00 78.880,80 239.586,87 

TR-FR 100 6333 SR.BONFIM II---069 61,030 2.448,00 149.401,44 64,82 1.196,00 77.524,72 226.926,16 

100 6332 SR.BONFIM II---138 81,640 780,00 63.679,20 87,74 382,00 33.516,68 97.195,88 

TR-FR 100 5893 STO.A.JESUS---069 111,090 972,00 107.979,48 115,21 479,00 55.185,59 163.165,07 

100 Texeira de Freitas---138 0,000 - 0,00 0,00 0,00 

100 ZEBU---013 0,000 - 0,00 0,00 0,00 

RC-G8 66,24 6257 ITAPARICA---069 1,160 3.863,00 2.968,27 2,08 1.811,00 2.495,18 5.463,45 

RC-G8 66,24 6255 MOXOTO---069 9,300 3.863,00 23.797,32 9,10 1.811,00 10.916,42 34.713,74 

TR-FR 100 5735 OLINDINA---13,8 8,540 4.121,00 35.193,34 8,54 2.056,00 17.558,24 52.751,58 

TOTAL 

(R$) 

SUB-TOTAL CHESF 2.633,170 2.701.496,86 2.712,35 20.778,00 1.358.734,82 4.060.231,68 4.060.231,68 

AFLUENTE 

TR-FR 100 5873 TOMBA---069 249,060 1.127,00 280.690,62 240,20 566,00 135.950,37 416.640,99 

TR-FR 100 5944 BRUMADO II---069 94,950 1.314,00 124.764,30 100,67 645,00 64.932,15 189.696,45 

SUB-TOTAL AFLUENTE 344,010 405.454,92 340,87 1.211,00 200.882,52 606.337,44 606.337,44 

CHESF IBI-BRU 24,990 66.948,21 23,10 1.286,00 29.706,60 96.654,81 

TR-FR 100 6364 IBICOARA---138 2.679,00 

CHESF (Ibicoara-Brumado) 24,990 66.948,21 23,10 1.286,00 29.706,60 96.654,81 SUB-TOTAL 96.654,81 

SE NARANDIBA 130,210 85.547,97 127,54 330,00 42.088,20 127.636,17 

TR-FR 100 5983 NARANDIBA---069 657,00 

SUB-TOTAL SE NARANDIBA 130,210 85.547,97 127,54 330,00 42.088,20 127.636,17 127.636,17 

CHESF(NATALIII-ST.RIT.-ZEBU) 7,500 8.257,50 9,35 532,00 4.974,20 13.231,70 

RC-G8 100 6253 ZEBU---069 1.101,00 

RC-G8 33,76 6257 ITAPARICA---069 1,160 3.863,00 1.512,81 2,08 1.811,00 1.271,70 2.784,51 

RC-G8 33,76 6255 MOXOTO---069 9,300 3.863,00 12.128,58 9,10 1.811,00 5.563,68 17.692,26 

SUB-TOTAL CHESF(NATALIII-ST.RIT.-ZEBU) 17,960 21.898,89 20,53 11.809,58 33.708,47 33.708,47 

TOTAL GERAL 

3.150,34 3.281.346,85 3.224,39 1.643.221,72 4.924.568,57 4.924.568,57 

Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede de Fronteira a ser pago a CHESF referente ao Aditivo nº 19 ao CUST 097/2002 

Mês % 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST FR Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS FR 

Ponta 

(R$) 

ENCARGOS PAGOS Diferença FR Ponta MUST Fora Ponta TUST FR Fora Ponta 

FR Ponta (R$) (R$) 

(MW) 

(R$/MW) 

ENCARGOS FR Fora ENCARGOS 

Ponta PAGOS FR Fora 

(R$) Ponta (R$) 


Ponta 

(R$) 

jan/12 100 95,320 1.466,00 139.739,12 186.651,12 (46.912,00) 107,210 280,00 30.018,80 38.978,80 (8.960,00) 

fev/12 100 95,320 1.466,00 139.739,12 186.651,12 (46.912,00) 107,210 280,00 30.018,80 38.978,80 (8.960,00) 

mar/12 100 95,320 1.466,00 139.739,12 186.651,12 (46.912,00) 107,210 280,00 30.018,80 38.978,80 (8.960,00) 

abr/12 100 95,320 1.466,00 139.739,12 186.651,12 (46.912,00) 107,210 280,00 30.018,80 38.978,80 (8.960,00) 

JACARACANGA--230 

mai/12 100 95,320 1.466,00 139.739,12 186.651,12 (46.912,00) 107,210 280,00 30.018,80 38.978,80 (8.960,00) 

jun/12 100 95,320 1.466,00 139.739,12 186.651,12 (46.912,00) 107,210 280,00 30.018,80 38.978,80 (8.960,00) 

jul/12 100 95,320 1.228,00 117.052,96 156.348,96 (39.296,00) 107,210 599,00 64.218,79 83.386,79 (19.168,00) 

ago/12 100 95,320 1.228,00 117.052,96 156.348,96 (39.296,00) 107,210 599,00 64.218,79 83.386,79 (19.168,00) 

set/12 100 95,320 1.228,00 117.052,96 156.348,96 (39.296,00) 107,210 599,00 64.218,79 83.386,79 (19.168,00) 

TOTAL RETROATIVO PARA A CHESF 

-399.360,00 -111.264,00 

TOTALDE ENCARGOS DE USO DA REDE DE FRONTEIRA A SER PAGO À CHESF EM OUTUBRO/12 

3.549.607,68 

Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede de Fronteira a ser pago a AFLUENTE referente ao Aditivo nº 19 ao CUST 097/2002 

Mês % 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST FR Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS FR 

Ponta 

(R$) 



(MW) 

(R$/MW) 





Ponta 

(R$) 

jan/11 100 99,200 1.831,00 181.635,20 135.274,28 46.360,92 

fev/11 100 99,200 1.831,00 181.635,20 135.274,28 46.360,92 

mar/11 100 99,200 1.831,00 181.635,20 135.274,28 46.360,92 

abr/11 100 99,200 1.831,00 181.635,20 135.274,28 46.360,92 

mai/11 100 99,200 1.831,00 181.635,20 135.274,28 46.360,92 

jun/11 100 99,200 1.831,00 181.635,20 135.274,28 46.360,92 

BRUMADO II---069 

jul/11 100 73,880 1.672,00 123.527,36 144.310,32 (20.782,96) 93,400 306,00 28.580,40 25.339,86 3.240,54 

ago/11 100 73,880 1.672,00 123.527,36 144.310,32 (20.782,96) 93,400 306,00 28.580,40 25.339,86 3.240,54 

set/11 100 73,880 1.672,00 123.527,36 144.310,32 (20.782,96) 93,400 306,00 28.580,40 25.339,86 3.240,54 

out/11 100 73,880 1.672,00 123.527,36 144.310,32 (20.782,96) 93,400 306,00 28.580,40 25.339,86 3.240,54 

nov/11 100 73,880 1.672,00 123.527,36 144.310,32 (20.782,96) 93,400 306,00 28.580,40 25.339,86 3.240,54 

dez/11 100 73,880 1.672,00 123.527,36 144.310,32 (20.782,96) 93,400 306,00 28.580,40 25.339,86 3.240,54 

TOTAL RETROATIVO PARA AFLUENTE 

153.467,76 19.443,24 

TOTALDE ENCARGOS DE USO DA REDE DE FRONTEIRA A SER PAGO À AFLUENTE EM OUTUBRO/12 

779.248,44 

Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede de Fronteira a ser pago a CHESF (Ibicoara-Brumado) referente ao Aditivo nº 19 ao CUST 097/2002 e entrada em operação dos Trafos da SE IBICOARA 

Mês % 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST FR Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS FR 

Ponta 

(R$) 



(MW) 

(R$/MW) 





Ponta 

(R$) 

ago/12 100 24,990 2.679,00 66.948,21 - 66.948,21 23,100 

IBICOARA---138 

1.286,00 29.706,60 - 29.706,60 

set/12 100 24,990 2.679,00 66.948,21 - 66.948,21 23,100 1.286,00 29.706,60 - 29.706,60 

TOTAL RETROATIVO 

133.896,42 59.413,20 

TOTALDE ENCARGOS DE USO DA REDE DE FRONTEIRA A SER PAGO A CHESF (Ibicoara-Brumado) EM SETEMBRO/12 

289.964,43 

TOTALDE ENCARGOS DE USO DA REDE DE FRONTEIRA A SER PAGO EM OUTUBRO/12 

4.780.165,19 

ANEXO 2

REDE BÁSICA - COPEL-D (2027) - Outubro/12 

TUST RB Fora ENCARGOS RB Fora 

MUST Ponta TUST RB Ponta ENCARGOS RB Ponta MUST Fora Ponta 


Ponta 

Ponta EUST Total (R$) 

(MW) (R$/MW) 

(R$) 

(MW) 

(R$/MW) 

(R$) 

879 APUCARANA---138 209,000 4.074,00 851.466,00 230,000 1.967,00 452.410,00 1.303.876,00 

823 AREIA---138 175,000 3.890,00 680.750,00 160,000 1.876,00 300.160,00 980.910,00 

9336 AREIA---013 9,900 3.890,00 38.511,00 8,600 1.876,00 16.133,60 54.644,60 

2359 BATEIAS---138 123,000 4.398,00 540.954,00 150,000 2.175,00 326.250,00 867.204,00 

2354 CAMPO ASSOBIO---138 61,800 4.697,00 290.274,60 55,500 2.319,00 128.704,50 418.979,10 

9332 CAMPO ASSOBIO---013 18,500 4.697,00 86.894,50 18,500 2.319,00 42.901,50 129.796,00 

2363 C.COMPRIDO---069 185,900 4.625,00 859.787,50 180,000 2.287,00 411.660,00 1.271.447,50 

9321 C.COMPRIDO---013 45,000 4.527,00 203.715,00 37,500 2.239,00 83.962,50 287.677,50 

860 C.MOURAO---138 185,000 3.854,00 712.990,00 175,000 1.838,00 321.650,00 1.034.640,00 

840 CASCAVEL---138 400,000 3.846,00 1.538.400,00 413,000 1.847,00 762.811,00 2.301.211,00 

2368 C.I.CURITIBA---069 235,000 4.622,00 1.086.170,00 215,000 2.285,00 491.275,00 1.577.445,00 

9342 C.I.CURITIBA---013 59,000 4.608,00 271.872,00 66,000 2.278,00 150.348,00 422.220,00 

9322 D.S.J.PINHAIS---013 38,000 4.787,00 181.906,00 48,200 2.363,00 113.896,60 295.802,60 

9320 D.S.J.PINHAIS---069 61,000 4.744,00 289.384,00 63,000 2.343,00 147.609,00 436.993,00 

2485 FIGUEIRA---138 157,500 4.184,00 658.980,00 150,000 2.098,00 314.700,00 973.680,00 

9334 FIGUEIRA---013 30,000 4.184,00 125.520,00 23,000 2.097,00 48.231,00 173.751,00 

848 FOZ DO CHOPIM---138 194,000 3.592,00 696.848,00 175,000 1.685,00 294.875,00 991.723,00 

2447 FOZ DO IGUACU NORTE---138 128,000 4.020,00 514.560,00 125,000 1.939,00 242.375,00 756.935,00 

2373 PARIGOT SOUZA---138 92,000 4.711,00 433.412,00 108,000 2.311,00 249.588,00 683.000,00 

9338 PARIGOT SOUZA---013 12,150 4.704,00 57.153,60 10,000 2.307,00 23.070,00 80.223,60 

847 GUAIRA---138 120,000 3.903,00 468.360,00 120,000 1.875,00 225.000,00 693.360,00 

887 IBIPORA---138 286,000 4.188,00 1.197.768,00 245,000 2.023,00 495.635,00 1.693.403,00 

2423 JAGUARIAIVA---138 98,100 4.390,00 430.659,00 220,000 2.251,00 495.220,00 925.879,00 

890 LONDRINA---138 222,480 4.182,00 930.411,36 201,400 2.019,00 406.626,60 1.337.037,96 

869 MARINGA---138 230,000 4.033,00 927.590,00 250,000 1.947,00 486.750,00 1.414.340,00 

853 PATO BRANCO---138 114,000 3.575,00 407.550,00 106,000 1.677,00 177.762,00 585.312,00 

819 PILARZINHO---230 38,000 4.654,00 176.852,00 95,000 2.313,00 219.735,00 396.587,00 

2387 PILARZINHO---069 220,500 4.679,00 1.031.719,50 198,000 2.315,00 458.370,00 1.490.089,50 

830 PONTA G NORTE---138 87,300 4.460,00 389.358,00 101,000 2.192,00 221.392,00 610.750,00 

9328 PONTA G NORTE---034 38,250 4.455,00 170.403,75 35,000 2.189,00 76.615,00 247.018,75 

9329 PONTA G NORTE---013 7,600 4.455,00 33.858,00 7,000 2.189,00 15.323,00 49.181,00 

9325 PONTA G SUL---034 53,100 4.698,00 249.463,80 57,000 2.320,00 132.240,00 381.703,80 

9326 PONTA G SUL---013 7,110 4.698,00 33.402,78 5,000 2.320,00 11.600,00 45.002,78 

2437 PONTA G SUL---138 68,400 4.567,00 312.382,80 64,000 2.251,00 144.064,00 456.446,80 

U.S.OSORIO---069 - - - 

2478 SANTA MÔNICA---069 235,000 4.755,00 1.117.425,00 215,000 2.348,00 504.820,00 1.622.245,00 

2472 SARANDí---138 110,700 4.059,00 449.331,30 118,000 1.961,00 231.398,00 680.729,30 

9330 S.MATEUS SUL---034 23,850 4.499,00 107.301,15 20,000 2.219,00 44.380,00 151.681,15 

9331 S.MATEUS SUL---013 11,970 4.499,00 53.853,03 9,000 2.219,00 19.971,00 73.824,03 

834 S.MATEUS SUL---230 18,000 4.499,00 80.982,00 16,000 2.219,00 35.504,00 116.486,00 

2401 UBERABA---069 238,400 4.696,00 1.119.526,40 209,000 2.320,00 484.880,00 1.604.406,40 

2399 UMBARA Guaíra + peróxidos---230 50,820 4.540,00 230.722,80 108,000 2.296,00 247.968,00 478.690,80 

2383 POSTO FISCAL---138 97,000 4.881,00 473.457,00 94,000 2.403,00 225.882,00 699.339,00 

2402 UMBARA---069 249,000 4.601,00 1.145.649,00 221,000 2.275,00 502.775,00 1.648.424,00 

546 ROSANA---138 177,540 3.734,00 662.934,36 162,200 1.792,00 290.662,40 953.596,76 

Total 5.222,870 22.320.509,23 5.287,900 94.382,00 11.077.183,70 33.397.692,93 

PARCELA DA TUSDg-ONS 

89.295,53 

PARCELA DE ITAIPU 

3.184.069,37 

TOTAL ENCARGOS DE USO DA REDE BÁSICA 

36.671.057,83 

Aditivo nº 27 ao CUST 127/2002 

Obs: o Aditivo nº 28 já foi considerado na AMSE de setembro 

Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede Básica referente ao Aditivo nº 27 ao CUST 127/2002 

Mês 


MUST Ponta 

(MW) 


TUST RB Ponta ENCARGOS RB Ponta 

Diferença RB Ponta MUST Fora Ponta 

RB Ponta 

(R$/MW) 

(R$) 

(R$) 

(MW) 

(R$) 

TUST RB Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS RB 

Fora Ponta 

(R$) 


Diferença RB Fora 

RB Fora Ponta 

Ponta 

(R$) 

(R$) 

jun/12 

jul/12 

ago/12 

set/12 

APUCARANA---138 209,000 5.173,00 1.081.157,00 1.081.157,00 - 230,000 983,00 226.090,00 201.515,00 24.575,00 

GUAIRA---138 120,000 4.986,00 598.320,00 478.656,00 119.664,00 120,000 946,00 113.520,00 89.870,00 23.650,00 

APUCARANA---138 209,000 4.074,00 851.466,00 851.466,00 - 230,000 1.967,00 452.410,00 403.235,00 49.175,00 

GUAIRA---138 120,000 3.903,00 468.360,00 374.688,00 93.672,00 120,000 1.875,00 225.000,00 178.125,00 46.875,00 

APUCARANA---138 209,000 4.074,00 851.466,00 851.466,00 - 230,000 1.967,00 452.410,00 403.235,00 49.175,00 

GUAIRA---138 120,000 3.903,00 468.360,00 374.688,00 93.672,00 120,000 1.875,00 225.000,00 178.125,00 46.875,00 

APUCARANA---138 209,000 4.074,00 851.466,00 851.466,00 - 230,000 1.967,00 452.410,00 403.235,00 49.175,00 

GUAIRA---138 120,000 3.903,00 468.360,00 374.688,00 93.672,00 120,000 1.875,00 225.000,00 178.125,00 46.875,00 

Total de Encargos da Rede Básica 5.638.955,00 5.238.275,00 400.680,00 2.371.840,00 2.035.465,00 336.375,00 

TOTAL DE ENCARGOS DE REDE BÁSICA A SER COBRADO EM OUTUBRO/12 

37.408.112,83 

ANEXO 2

REDE DE FRONTEIRA - COPEL-D (2027) - Outubro/12 

Transmissora TIPO % Nº Barra Pontos de Conexão 

MUST Ponta 

(MW) 

TUST FR Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS FR 

Ponta 

(R$) 


(MW) 

TUST FR Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS FR 

Fora Ponta 

(R$) 


FRONTEIRA 

TOTAL 

(R$) 

TR-FR 100 879 APUCARANA---138 209,00 333,00 69.597,00 230,00 167,00 38.410,00 108.007,00 

TR-FR 63,880 823 AREIA---138 175,00 428,00 47.846,12 160,00 219,00 22.383,55 70.229,67 

TR-FR 63,880 9336 AREIA---013 9,90 428,00 2.706,72 8,60 219,00 1.203,12 3.909,84 

TR-FR 100 2359 BATEIAS---138 123,00 1.429,00 175.767,00 150,00 677,00 101.550,00 277.317,00 

TR-FR 100 2354 CAMPO ASSOBIO---138 61,80 2.719,00 168.034,20 55,50 1.395,00 77.422,50 245.456,70 

TR-FR 100 9332 CAMPO ASSOBIO---013 18,50 6.221,00 115.088,50 18,50 3.113,00 57.590,50 172.679,00 

100 2368 C.I.CURITIBA---069 235,00 889,00 208.915,00 215,00 454,00 97.610,00 306.525,00 

100 9342 C.I.CURITIBA---013 59,00 1.872,00 110.448,00 66,00 910,00 60.060,00 170.508,00 

TR-FR 100 2363 C.COMPRIDO---069 185,90 523,00 97.225,70 180,00 264,00 47.520,00 144.745,70 

TR-FR 100 9321 C.COMPRIDO---013 45,00 563,00 25.335,00 37,50 294,00 11.025,00 36.360,00 

TR-FR 100 860 C.MOURAO---138 185,00 281,00 51.985,00 175,00 142,00 24.850,00 76.835,00 

TR-FR 100 840 CASCAVEL---138 400,00 278,00 111.200,00 413,00 138,00 56.994,00 168.194,00 

TR-FR 100 9322 D.S.J.PINHAIS---013 38,00 3.306,00 125.628,00 48,20 1.550,00 74.710,00 200.338,00 

TR-FR 100 9320 D.S.J.PINHAIS---069 61,00 2.696,00 164.456,00 63,00 1.356,00 85.428,00 249.884,00 

TR-FR 100 2485 FIGUEIRA---138 157,50 393,00 61.897,50 150,00 200,00 30.000,00 91.897,50 

TR-FR 100 9334 FIGUEIRA---013 30,00 393,00 11.790,00 23,00 200,00 4.600,00 16.390,00 

TR-FR 100 848 FOZ DO CHOPIM---138 194,00 1.047,00 203.118,00 175,00 537,00 93.975,00 297.093,00 

TR-FR 100 2373 PARIGOT SOUZA---138 92,00 677,00 62.284,00 108,00 328,00 35.424,00 97.708,00 

TR-FR 100 9338 PARIGOT SOUZA---013 12,15 677,00 8.225,55 10,00 328,00 3.280,00 11.505,55 

COPEL 

TR-FR 100 847 GUAIRA---138 120,00 1.040,00 124.800,00 120,00 519,00 62.280,00 187.080,00 

TR-FR 100 887 IBIPORA---138 286,00 543,00 155.298,00 245,00 282,00 69.090,00 224.388,00 

TR-FR 100 2423 JAGUARIAIVA---138 98,10 1.516,00 148.719,60 220,00 578,00 127.160,00 275.879,60 

TR-FR 100 890 LONDRINA---138 222,48 329,00 73.195,92 201,40 169,00 34.036,60 107.232,52 

TR-FR 100 869 MARINGA---138 230,00 277,00 63.710,00 250,00 136,00 34.000,00 97.710,00 

TR-FR 100 853 PATO BRANCO---138 114,00 501,00 57.114,00 106,00 255,00 27.030,00 84.144,00 

TR-FR 100 2387 PILARZINHO---069 220,50 348,00 76.734,00 198,00 179,00 35.442,00 112.176,00 

TR-FR 100 830 PONTA G NORTE---138 87,30 625,00 54.562,50 101,00 303,00 30.603,00 85.165,50 

TR-FR 100 9328 PONTA G NORTE---034 38,25 1.229,00 47.009,25 35,00 627,00 21.945,00 68.954,25 

TR-FR 100 9329 PONTA G NORTE---013 7,60 1.229,00 9.340,40 7,00 627,00 4.389,00 13.729,40 

TR-FR 100 9325 PONTA G SUL---034 53,10 953,00 50.604,30 57,00 473,00 26.961,00 77.565,30 

TR-FR 100 9326 PONTA G SUL---013 7,11 953,00 6.775,83 5,00 473,00 2.365,00 9.140,83 

TR-FR 100 2437 PONTA G SUL---138 68,40 2.789,00 190.767,60 64,00 1.419,00 90.816,00 281.583,60 

100 0 U.S.OSORIO---069 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 

100 2478 SANTA MÔNICA---069 235,00 723,00 169.905,00 215,00 370,00 79.550,00 249.455,00 

100 2472 SARANDí---138 110,70 1.129,00 124.980,30 118,00 555,00 65.490,00 190.470,30 

TR-FR 100 9330 S.MATEUS SUL---034 23,85 1.580,00 37.683,00 20,00 822,00 16.440,00 54.123,00 

TR-FR 100 9331 S.MATEUS SUL---013 11,97 1.934,00 23.149,98 9,00 1.030,00 9.270,00 32.419,98 

100 2383 POSTO FISCAL---138 97,00 2.697,00 261.609,00 94,00 1.355,00 127.370,00 388.979,00 

TR-FR 100 2401 UBERABA---069 238,40 438,00 104.419,20 209,00 227,00 47.443,00 151.862,20 

TR-FR 100 2402 UMBARA---069 249,00 352,00 87.648,00 221,00 181,00 40.001,00 127.649,00 

SUB-TOTAL COPEL 4.810,51 3.689.573,17 4.781,70 1.875.717,27 5.565.290,44 5.565.290,44 

CTEEP TR-FR 98,500 546 ROSANA---138 177,54 4.075,00 712.623,37 162,20 2.023,00 323.208,64 1.035.832,01 

SUB-TOTAL CTEEP 177,54 712.623,37 162,20 323.208,64 1.035.832,01 1.035.832,01 

FURNAS 0,090 546 ROSANA---138 177,54 4.075,00 651,13 162,20 2.023,00 295,32 946,45 

SUB-TOTAL FURNAS 177,54 651,13 162,20 295,32 946,45 946,45 

ATE V 0,470 546 ROSANA---138 177,54 4.075,00 3.400,33 162,20 2.023,00 1.542,21 4.942,54 

SUB-TOTAL ATE V 177,54 3.400,33 162,20 1.542,21 4.942,54 4.942,54 

TR-FR 36,120 823 AREIA---138 175,00 428,00 27.053,88 160,00 219,00 12.656,45 39.710,33 

TR-FR 

ELETROSUL 

36,120 9336 AREIA---013 9,90 428,00 1.530,48 8,60 219,00 680,28 2.210,76 

TR-FR 0 860 C.MOURAO---138 185,00 281,00 0,00 175,00 142,00 0,00 0,00 

TR-FR 0 U.S.OSORIO---069 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 

SUB-TOTAL ELETROSUL 369,90 28.584,36 343,60 13.336,73 41.921,09 41.921,09 

ATE VII 100 2447 FOZ DO IGUACU NORTE---138 128,00 946,00 121.088,00 125,00 476,00 59.500,00 180.588,00 

SUB-TOTAL ATE VII 128,00 121.088,00 125,00 59.500,00 180.588,00 180.588,00 

IE PINHEIROS 0,940 546 ROSANA---138 177,54 4.075,00 6.800,67 162,20 2.023,00 3.084,43 9.885,10 

SUB-TOTAL IE PINHEIROS 177,54 6.800,67 162,20 3.084,43 9.885,10 9.885,10 

TOTAL GERAL 

6.018,57 4.562.721,03 5.899,10 2.276.684,60 6.839.405,63 6.839.405,63 

Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede de Fronteira a ser pago a COPEL referente ao Aditivo nº 27 ao CUST 127/2002 

Mês 

jun/12 

jul/12 

ago/12 

set/12 


APUCARANA---138 

GUAIRA---138 


GUAIRA---138 


GUAIRA---138 


GUAIRA---138 

MUST Ponta 

(MW) 

TUST FR Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS FR 

Ponta 

(R$) 


Diferença FR Ponta 

FR Ponta 

(R$) 

(R$) 

MUST Fora 

Ponta 

(MW) 

TUST FR Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS FR 

Fora Ponta 

(R$) 


FR Fora Ponta 

(R$) 


Ponta 

(R$) 

209,000 407,00 85.063,00 85.063,00 - 230,000 82,00 18.860,00 16.810,00 2.050,00 

120,000 816,00 97.920,00 78.336,00 19.584,00 120,000 170,00 20.400,00 16.150,00 4.250,00 

209,000 333,00 69.597,00 69.597,00 - 230,000 167,00 38.410,00 34.235,00 4.175,00 

120,000 1.040,00 124.800,00 99.840,00 24.960,00 120,000 519,00 62.280,00 49.305,00 12.975,00 

209,000 333,00 69.597,00 69.597,00 - 230,000 167,00 38.410,00 34.235,00 4.175,00 

120,000 1.040,00 124.800,00 99.840,00 24.960,00 120,000 519,00 62.280,00 49.305,00 12.975,00 

209,000 333,00 69.597,00 69.597,00 - 230,000 167,00 38.410,00 34.235,00 4.175,00 

120,000 1.040,00 124.800,00 99.840,00 24.960,00 120,000 519,00 62.280,00 49.305,00 12.975,00 

TOTAL RETROATIVO 94.464,00 57.750,00 

TOTALDE ENCARGOS DE USO DA REDE DE FRONTEIRA A SER PAGO A COPEL EM OUTUBRO/12 5.717.504,44 

TOTALDE ENCARGOS DE USO DA REDE DE FRONTEIRA A SER PAGO EM OUTUBRO/12 6.991.619,63 

ANEXO 2

5027 - VERACEL - Cálculo de Compensação devido a TUST Incentivada 

Cálculo da diferença de EUST cobrados a maior em Agosto/12* 

Mês 

Horário 

MUST 

(MW) 

TUST 

(R$/MW) 

Desconto na TUST 

informado pela 

CCEE (%) 

TUST com 

desconto 

(R$/MW) 

Encargo 

devido 

(R$) 

Encargo Total 


da Apuração 

(R$) 

Diferença 

(R$) 

ago/12 

Ponta 80,000 4.053,00 50,000000% 2.026,50 162.120,00 324.240,00 (162.120,00) 

Fora Ponta 80,000 2.029,00 50,000000% 1.014,50 81.160,00 162.320,00 (81.160,00) 

Total a ser descontado referente ao mês de Agosto/12 

243.280,00 486.560,00 (243.280,00) 

* Diferença decorrente de cobrança a maior sem consideração de desconto devido à utilização de energia oriunda de fontes de geração incentivada, conforme dados da 

CCEE recebidos posteriormente ao fechamento das AMSE. 

Cálculo de EUST referente ao mês de Outubro/12 

Mês 

MUST-P Mês 

Atual 

(MW) 

PONTA 

TUST Mês 

Atual (R$/MW) 

Encargo Total 


da Apuração 

(R$) 

MUST-P Mês 

Atual 

(MW) 

FORA PONTA 

TUST Mês 

Atual (R$/MW) 

Encargo Total 


da Apuração 

(R$) 

out/12 80,000 4.053,00 162.120,00 80,000 2.029,00 81.160,00 

TOTAL PONTA 

162.120,00 TOTAL FORA PONTA 

81.160,00 

ANEXO 2

5097 - UTE ELDORADO(CARGA) - Cálculo de Compensação devido a TUST Incentivada 

Cálculo da diferença de EUST cobrados a maior em Agosto/12* 

Mês 

Horário 

MUST 

(MW) 

TUST 

(R$/MW) 

Desconto na TUST 

informado pela 

CCEE (%) 

TUST com 

desconto 

(R$/MW) 

Encargo 

devido 

(R$) 

Encargo Total 


da Apuração 

(R$) 

Diferença 

(R$) 

ago/12 

Ponta 3,000 3.032,00 50,000000% 1.516,00 4.548,00 9.096,00 (4.548,00) 

Fora Ponta 3,000 1.425,00 50,000000% 712,50 2.137,50 4.275,00 (2.137,50) 

Total a ser descontado referente ao mês de Agosto/12 

6.685,50 13.371,00 (6.685,50) 

* Diferença decorrente de cobrança a maior sem consideração de desconto devido à utilização de energia oriunda de fontes de geração incentivada, conforme dados da 

CCEE recebidos posteriormente ao fechamento das AMSE. 

Cálculo de EUST referente ao mês de Outubro/12 

Mês 

MUST-P Mês 

Atual 

(MW) 

PONTA 

TUST Mês 

Atual (R$/MW) 

Encargo Total 


da Apuração 

(R$) 

MUST-P Mês 

Atual 

(MW) 

FORA PONTA 

TUST Mês 

Atual (R$/MW) 

Encargo Total 


da Apuração 

(R$) 

out/12 3,000 3.032,00 4.548,00 3,000 1.425,00 2.137,50 

TOTAL PONTA 

4.548,00 TOTAL FORA PONTA 

2.137,50 

ANEXO 2

Cálculo do EUST referente ao mês de Outubro/12 

3183 - UHE SANTO ANTÔNIO 

MÊS 

Ponto de Conexão 

MUST 

Contratado 

(MW) 

*Tarifa Rede 

Básica 

(R$/MW) 

Total de Encargo de 

Uso do Sist. de 

Transmissão 

(R$) 

out/12 SE COLETORA PORTO VELHO - 230 kV 413,360 17.724,000 7.326.392,64 

Total de Encargos referente ao mês de Outubro/12 

7.326.392,64 

Cálculo Retroativo do EUST referente aos meses de Fevereiro/12 a Setembro/12 

MÊS 

Ponto de Conexão 

MUST 

Contratado 

(MW) 

*Tarifa Rede 

Básica 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

fev/12 SE COLETORA PORTO VELHO - 230 kV 68,890 17.123,000 1.179.603,47 

mar/12 SE COLETORA PORTO VELHO - 230 kV 68,890 17.123,000 1.179.603,47 

abr/12 SE COLETORA PORTO VELHO - 230 kV 68,890 17.123,000 1.179.603,47 

mai/12 SE COLETORA PORTO VELHO - 230 kV 68,890 17.123,000 1.179.603,47 

jun/12 SE COLETORA PORTO VELHO - 230 kV 68,890 17.123,000 1.179.603,47 

jul/12 SE COLETORA PORTO VELHO - 230 kV 68,890 17.724,000 1.221.006,36 

ago/12 SE COLETORA PORTO VELHO - 230 kV 68,890 17.724,000 1.221.006,36 

set/12 SE COLETORA PORTO VELHO - 230 kV 68,890 17.724,000 1.221.006,36 

Total de Encargos retroativo referente aos meses de fev/12 a set/12 

9.561.036,43 

Total de Encargos a serem pagos em Outubro/12 

16.887.429,07 

* Tarifa conforme REH ANEEL nº 1.773 de 28/06/2011. 

** Conforme CUST 001-2011 . 

*** Liberação para operação comercial da UG-06, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 3.217, de 

15/10/2012. 

**** Nova tarifa conforme Resolução Homologatória SRT/ANEEL nº 1316, de 26/06/2012, publicado em 

02/07/2012. 

ANEXO 3

3195 - PCH PEZZI 

Demonstrativo de cálculo dos Encargos de Uso da Transmissão 

decorrentes ao CUST nº 034/2012 

Encargos de Uso da Transmissão - EUST referentes ao mês de Outubro/12 

Mês Empreendimento Ponto de Conexão 

MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 


de Uso do Sist. de 

Transmissão 

(R$) 

out/12 PCH PEZZI SE LAJEADO GRANDE - 230 KV 18,800 3.218,00 1.609,00 30.249,20 

Total a ser pago no mês de Outubro/12 

30.249,20 

Total de Encargos a ser pago no mês de Outubro/12 

30.249,20 

Obs: *Desconto de 50% na TUST conforme Portaria MME nº 07 de 07/01/2009. 

** Tarifa conforme Resolução Homologatória SRT/ANEEL nº 1316, de 26/06/2012, publicado em 02/07/2012. 

ANEXO 3

ANEXO 4 

DEMONSTRATIVO DE CÁLCULO DE RECEITAS DE NOVAS INSTALAÇÕES 

LICITADAS E ENCARGOS DOS NOVOS USUÁRIOS 

_________________________________________________________________________________________________________________ 


1107 - CHESF (LT IBICOARA-BRUMADO II) - RBL 

Item 

Termo de 

Liberação 

Parcial 



Entrada em 

Operação 

Parcela da 

Receita 

Liberada 

Receita Anual - 

REH 1.313/12 

Receita 

Mensal - REH 

1.313/12 

Retroativo 

Pro rata dia 

referente ao 

mês de entrada 

Mês de 

Setembro/12 

Desconto de 

do TLP - Valor de RBL 

Pendência Não a ser paga em 

Impeditiva Outubro/12 

Própria 

1 169/P/10/2012 

2 169/P/10/2012 

3 169/P/10/2012 

4 170/P/10/2012 

5 170/P/10/2012 

6 171/P/10/2012 

9 171/P/10/2012 

10 171/P/10/2012 

Construção do 1° circuito da LT 230 kV Brumado II / 

Ibicoara, com extensão de 105 km. 

Instalar, na SE Brumado II, uma entrada de linha, 

em 230 kV, para o 1° circuito da LT 230 kV 

Brumado II / Ibicoara. 

Instalar, na SE Ibicoara, uma entrada de linha, em 

230 kV, para o 1° circuito da LT 230 kV Brumado II 

/ Ibicoara 

Instalar, na SE Ibicoara, uma interligação de 

barramentos IB1, em 500 kV, arranjo disjuntor e 

meio. 

Instalar, na SE Ibicoara, uma interligação de 

barramentos IB1, em 230 kV, arranjo barra dupla a 

4 chaves. 

Instalar, na SE Ibicoara, um módulo de conexão, 

em 500 kV, para o banco de autotransformadores 

TR1 500/230 kV - 3x100 MVA. 

Instalar, na SE Ibicoara, um banco de 



em 230 kV, para o banco de autotransformadores 

TR1 500/230 kV - 3x100 MVA. 

RB 010/2007 23/08/2012 90% 2.400.554,50 200.046,21 58.077,93 200.046,21 (45.817,03) 412.353,31 

RB 010/2007 23/08/2012 90% 261.530,32 21.794,19 6.327,35 21.794,19 (4.991,57) 44.924,16 

RB 010/2007 23/08/2012 90% 261.530,32 21.794,19 6.327,35 21.794,19 (4.991,57) 44.924,16 

RB 010/2007 23/08/2012 90% 213.458,42 17.788,20 5.164,32 17.788,20 (4.074,07) 36.666,65 

RB 010/2007 23/08/2012 90% 129.868,94 10.822,41 3.141,99 10.822,41 (2.478,68) 22.308,13 

RB 010/2007 23/08/2012 90% 538.706,99 44.892,25 13.033,23 44.892,25 (10.281,77) 92.535,96 

RB 010/2007 23/08/2012 90% 347.606,80 28.967,23 8.409,84 28.967,23 (6.634,43) 59.709,88 

RB 010/2007 23/08/2012 90% 226.912,05 18.909,34 5.489,81 18.909,34 (4.330,85) 38.977,64 

11 172/P/10/2012 

Instalar, na SE Ibicoara, uma unidade reserva 

TRR1 500/230 kV - 100 MVA para o banco de 


RB 010/2007 23/08/2012 90% 1.042.820,39 86.901,70 25.229,53 86.901,70 (19.903,29) 179.129,64 

ANEXO 4.01

1107 - CHESF (LT IBICOARA-BRUMADO II) - RBL 

Item 

Termo de 

Liberação 

Parcial 



Entrada em 

Operação 

Parcela da 

Receita 

Liberada 


REH 1.313/12 

Receita 

Mensal - REH 

1.313/12 

Retroativo 

Pro rata dia 

referente ao 


Mês de 

Setembro/12 

Desconto de 

do TLP - Valor de RBL 

Pendência Não a ser paga em 

Impeditiva Outubro/12 

Própria 

12 173/P/10/2012 

13 173/P/10/2012 

14 173/P/10/2012 

15 174/P/10/2012 

16 174/P/10/2012 

17 174/P/10/2012 


em 230 kV, para o transformador trifásico TR2 

230/138 kV - 55 MVA. 

Instalar, na SE Ibicoara, um transformador trifásico 

TR2 230/138 kV - 55 MVA. 



230/138 kV - 55 MVA. 



230/138 kV - 55 MVA. 

Instalar, na SE Ibicoara, um transformador trifásico 

TR3 230/138 kV - 55 MVA. 



230/138 kV - 55 MVA. 

TOTAL 

RBF 010/2007 23/08/2012 90% 226.912,05 

RBF 010/2007 23/08/2012 90% 180.248,79 

RBF 010/2007 23/08/2012 90% 111.150,13 

RBF 010/2007 23/08/2012 90% 226.912,05 

RBF 010/2007 23/08/2012 90% 180.248,79 

RBF 010/2007 23/08/2012 90% 111.150,13 

6.459.610,67 451.915,73 131.201,35 451.915,73 (103.503,28) 931.529,52 

Observações: 

(1) As intalações descritas acima, contêm pendências não impeditivas próprias, conforme apresentado nos seus respectivos Termos de Liberação. Portanto, o recebimento de receita é de 90 % até a emissão do Termo de Liberação Definitivo - TLD. 

(2) Conforme estabelecido na REH nº 1.313/2012, as instalações descritas nos itens 12 ao 17 fazem parte da Rede Básica de Fronteira e, por isso, têm suas receitas provenientes através da Tarifa TUSTFR, as quais são pagas pelos agentes 

distribuidores que estão diretamente conectados. 

ANEXO 4.01

3219- EOL MORRO DOS VENTOS I 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica ** 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada * 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL MORRO DOS VENTOS I SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 27,400 8.260,00 4.130,00 113.162,00 


113.162,00 

Obs: *Desconto de 50% na TUST conforme Portaria 664 de 27/07/10. 


Cálculo Retroativo do EUST referente ao mês de Setembro/12 


MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 EOL MORRO DOS VENTOS I SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 27,400 8.260,00 4.130,00 113.162,00 


113.162,00 


226.324,00 

ANEXO 4.02

3220- EOL MORRO DOS VENTOS III 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL MORRO DOS VENTOS III SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 27,400 8.260,00 4.130,00 113.162,00 


113.162,00 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 EOL MORRO DOS VENTOS III SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 27,400 8.260,00 4.130,00 113.162,00 


113.162,00 


226.324,00 

ANEXO 4.03

3221- EOL MORRO DOS VENTOS IV 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL MORRO DOS VENTOS IV SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 27,400 8.260,00 4.130,00 113.162,00 


113.162,00 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 EOL MORRO DOS VENTOS IV SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 27,400 8.260,00 4.130,00 113.162,00 


113.162,00 


226.324,00 

ANEXO 4.04


3222 - EOL MORRO DOS VENTOS IX 




MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL MORRO DOS VENTOS IX SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 28,300 8.260,00 4.130,00 116.879,00 


116.879,00 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 EOL MORRO DOS VENTOS IX SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 28,300 8.260,00 4.130,00 116.879,00 


116.879,00 


233.758,00 

ANEXO 4.05

3223 - EOL MORRO DOS VENTOS VI 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL MORRO DOS VENTOS VI SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 27,400 8.260,00 4.130,00 113.162,00 


113.162,00 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 EOL MORRO DOS VENTOS VI SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 27,400 8.260,00 4.130,00 113.162,00 


113.162,00 


226.324,00 

ANEXO 4.06

3196- EOL SANTA CLARA I 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL SANTA CLARA I SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 


128.202,78 


128.202,78 

Obs: *Desconto de 50% na TUST conforme Portaria nº 609 de 01/07/10. 


Cálculo Retroativo do EUST referente aos meses de Julho/12 a Setembro/12 


MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 

ago/12 EOL SANTA CLARA I SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 

jul/12 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 


384.608,34 


512.811,12 

ANEXO 4.07

3197- EOL SANTA CLARA II 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL SANTA CLARA II SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 


128.202,78 


128.202,78 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 

ago/12 EOL SANTA CLARA II SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 

jul/12 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 


384.608,34 


512.811,12 

ANEXO 4.08

3198- EOL SANTA CLARA III 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL SANTA CLARA VI SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 


128.202,78 


128.202,78 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 

ago/12 EOL SANTA CLARA VI SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 

jul/12 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 


384.608,34 


512.811,12 

ANEXO 4.09

3199- EOL SANTA CLARA IV 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL SANTA CLARA IV SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 


128.202,78 


128.202,78 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 

ago/12 EOL SANTA CLARA IV SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 

jul/12 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 


384.608,34 


512.811,12 

ANEXO 4.10

3200- EOL SANTA CLARA V 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL SANTA CLARA V SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 


128.202,78 


128.202,78 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 

ago/12 EOL SANTA CLARA V SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 

jul/12 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 


384.608,34 


512.811,12 

ANEXO 4.11

3201- EOL SANTA CLARA VI 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL SANTA CLARA VI SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 


128.202,78 


128.202,78 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 

ago/12 EOL SANTA CLARA VI SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 

jul/12 


29,240 8.769,00 4.384,50 128.202,78 

384.608,34 


512.811,12 

ANEXO 4.12

3202- EOL EUROS VI 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL EUROS VI SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 7,798 8.240,00 4.120,00 32.127,76 


32.127,76 


32.127,76 

Obs: *Desconto de 50% na TUST conforme Portaria Nº 273 de 26/04/2011 publicado em 27/04/2011. 




MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 7,798 8.240,00 4.120,00 32.127,76 

ago/12 EOL EUROS VI 

SE JOÃO CÂMARA II - 230 KV 7,798 8.240,00 4.120,00 32.127,76 

jul/12 7,798 8.240,00 4.120,00 32.127,76 


96.383,28 


128.511,04 

ANEXO 4.13

3203- RENOVA (EOL ALVORADA) 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

ou/12 EOL ALVORADA SE IGAPORÃ - 230 KV 7,696 5.701,00 2.850,50 21.937,45 


21.937,45 

Obs: *Desconto de 50% na TUST conforme Portaria Nº 392, de 26 de junho de 2012. 




MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 7,696 5.701,00 2.850,50 21.937,45 

ago/12 EOL ALVORADA 

SE IGAPORÃ - 230 KV 7,696 5.701,00 2.850,50 21.937,45 

jul/12 7,696 5.701,00 2.850,50 21.937,45 


65.812,35 


87.749,80 

ANEXO 4.14

3204 - RENOVA (EOL CANDIBA) 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL CANDIBA SE IGAPORÃ - 230 KV 9,168 5.701,00 2.850,50 26.133,38 

Total a ser pago no mês de Julho/12 

26.133,38 

Obs: *Desconto de 50% na TUST conforme Portaria Nº 691, de 5 de agosto de 2010. 




MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 9,168 5.701,00 2.850,50 26.133,38 

ago/12 EOL CANDIBA 

SE IGAPORÃ - 230 KV 9,168 5.701,00 2.850,50 26.133,38 

jul/12 9,168 5.701,00 2.850,50 26.133,38 


78.400,14 


104.533,52 

ANEXO 4.15

3205 - RENOVA (EOL GUANAMBI) 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL GUANAMBI SE IGAPORÃ - 230 KV 19,885 5.701,00 2.850,50 56.682,19 


56.682,19 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 19,885 5.701,00 2.850,50 56.682,19 

ago/12 EOL GUANAMBI 

SE IGAPORÃ - 230 KV 19,885 5.701,00 2.850,50 56.682,19 

jul/12 19,885 5.701,00 2.850,50 56.682,19 


170.046,57 


226.728,76 

ANEXO 4.16

3206- RENOVA (EOL GUIRAPÁ) 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL GUIRAPÁ SE IGAPORÃ - 230 KV 27,302 5.701,00 2.850,50 77.824,35 


77.824,35 



Cálculo Retroativo do EUST referente aos meses de Agosto/12 e Setembro/12 


MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 27,302 5.701,00 2.850,50 77.824,35 

EOL GUIRAPÁ 

SE IGAPORÃ - 230 KV 

ago/12 27,302 5.701,00 2.850,50 77.824,35 


155.648,70 


233.473,05 

ANEXO 4.17

3207 - RENOVA (EOL IGAPORÃ) 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL IGAPORÃ SE IGAPORÃ - 230 KV 29,123 5.701,00 2.850,50 83.015,11 


83.015,11 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 29,123 5.701,00 2.850,50 83.015,11 

ago/12 EOL IGAPORÃ 

SE IGAPORÃ - 230 KV 29,123 5.701,00 2.850,50 83.015,11 

jul/12 29,123 5.701,00 2.850,50 83.015,11 


249.045,33 


332.060,44 

ANEXO 4.18

3208 - RENOVA (EOL ILHÉUS) 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL ILHÉUS SE IGAPORÃ - 230 KV 10,752 5.701,00 2.850,50 30.648,58 


30.648,58 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 10,752 5.701,00 2.850,50 30.648,58 

ago/12 EOL ILHÉUS 

SE IGAPORÃ - 230 KV 10,752 5.701,00 2.850,50 30.648,58 

jul/12 10,752 5.701,00 2.850,50 30.648,58 


91.945,74 


122.594,32 

ANEXO 4.19

3209 - RENOVA (EOL PAJEÚ DO VENTO) 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL PAJEÚ DO VENTO SE IGAPORÃ - 230 KV 24,806 5.701,00 2.850,50 70.709,50 


70.709,50 


70.709,50 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 24,806 5.701,00 2.850,50 70.709,50 

ago/12 EOL PAJEÚ DO VENTO SE IGAPORÃ - 230 KV 24,806 5.701,00 2.850,50 70.709,50 

jul/12 24,806 5.701,00 2.850,50 70.709,50 


212.128,50 


282.838,00 

ANEXO 4.20

3210 - RENOVA (EOL PINDAÍ) 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL PINDAÍ SE IGAPORÃ - 230 KV 22,728 5.701,00 2.850,50 64.786,16 

Total a ser pago no mês de Julho/12 

64.786,16 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 

EOL PINDAÍ 

SE IGAPORÃ - 230 KV 

22,728 5.701,00 2.850,50 64.786,16 

ago/12 22,728 5.701,00 2.850,50 64.786,16 


129.572,32 


194.358,48 

ANEXO 4.21

3211- EOL PORTO SEGURO 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL PORTO SEGURO SE IGAPORÃ - 230 KV 6,131 5.701,00 2.850,50 17.476,42 


17.476,42 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 6,131 5.701,00 2.850,50 17.476,42 

ago/12 EOL PORTO SEGURO SE IGAPORÃ - 230 KV 6,131 5.701,00 2.850,50 17.476,42 

jul/12 6,131 5.701,00 2.850,50 17.476,42 


52.429,26 


69.905,68 

ANEXO 4.22

3212- RENOVA (EOL RIO VERDE) 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL RIO VERDE SE IGAPORÃ - 230 KV 29,245 5.701,00 2.850,50 83.362,87 


83.362,87 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 29,245 5.701,00 2.850,50 83.362,87 

ago/12 EOL RIO VERDE 

SE IGAPORÃ - 230 KV 29,245 5.701,00 2.850,50 83.362,87 

jul/12 29,245 5.701,00 2.850,50 83.362,87 


250.088,61 


333.451,48 

ANEXO 4.23

3213- RENOVA (EOL SERRA DO SALTO) 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL SERRA DO SALTO SE IGAPORÃ - 230 KV 18,336 5.701,00 2.850,50 52.266,77 


52.266,77 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 18,336 5.701,00 2.850,50 52.266,77 

ago/12 EOL SERRA DO SALTO SE IGAPORÃ - 230 KV 18,336 5.701,00 2.850,50 52.266,77 

jul/12 18,336 5.701,00 2.850,50 52.266,77 


156.800,31 


209.067,08 

ANEXO 4.24

3215 - RENOVA (EOL PLANALTINA) 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL PLANALTINA SE IGAPORÃ - 230 KV 26,357 5.701,00 2.850,50 75.130,63 


75.130,63 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 26,357 5.701,00 2.850,50 75.130,63 

ago/12 EOL PLANALTINA SE IGAPORÃ - 230 KV 26,357 5.701,00 2.850,50 75.130,63 

jul/12 26,357 5.701,00 2.850,50 75.130,63 


225.391,89 


300.522,52 

ANEXO 4.25

3216 - RENOVA (EOL LICÍNIO DE ALMEIDA) 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/12 EOL LICÍNIO DE ALMEIDA SE IGAPORÃ - 230 KV 22,848 5.701,00 2.850,50 65.128,22 


65.128,22 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 22,848 5.701,00 2.850,50 65.128,22 

ago/12 EOL LICÍNIO DE ALMEIDA SE IGAPORÃ - 230 KV 22,848 5.701,00 2.850,50 65.128,22 

jul/12 22,848 5.701,00 2.850,50 65.128,22 


195.384,66 


260.512,88 

ANEXO 4.26

3217 - RENOVA (EOL NOSSA SENHORA DA CONCEIÇÃO) 





out/12 

EOL NOSSA SENHORA DA 

CONCEIÇÃO 

MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

SE IGAPORÃ - 230 KV 27,590 5.701,00 2.850,50 78.645,30 


78.645,30 





MUST 

(MW) 

Tarifa Rede 

Básica * 

(R$/MW) 

TUST 

Incentivada 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

set/12 27,590 5.701,00 2.850,50 78.645,30 

EOL NOSSA SENHORA DA 

ago/12 SE IGAPORÃ - 230 KV 

CONCEIÇÃO 

27,590 5.701,00 2.850,50 78.645,30 

jul/12 27,590 5.701,00 2.850,50 78.645,30 


235.935,90 


314.581,20 

ANEXO 4.27

ANEXO 5 

RECEITAS DAS TRANSMISSORAS 

_________________________________________________________________________________________________________________ 


Receita das Instalações de Rede Básica - RBSE e RBL 

Agente de Transmissão 

Receita Anual de 

Rede Básica* 

(RBSE/RBL) 

(R$/ano) 

Receita Mensal 

Outubro-12 

(R$) 

Participação 

com ONS 

(%) 


sem ONS 

(%) 

1001 CEEE - Companhia Estadual de Energia Elétrica 229.109.765,13 19.092.480,43 2,381 2,504 

1002 CELG - Centrais Elétricas de Goiás 23.481.953,95 1.956.829,50 0,244 0,257 

1004 CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais 323.173.404,03 26.931.117,00 3,358 3,532 

1005 CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais - Empr. ITAJUBÁ 16.650.325,38 1.387.527,12 0,173 0,182 

1006 CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 902.781.573,06 75.231.797,76 9,380 9,866 

1007 AFLUENTE Geração e Transmissão de Energia Elétrica S.A. 8.939.673,15 744.972,76 0,093 0,098 

1008 COPEL Transmissão S.A 68.041.049,37 5.670.087,45 0,707 0,744 

1009 CTEEP - Companhia de Transm. de Energ. Elét.Paulista 1.050.648.449,27 87.554.037,44 10,917 11,482 

1010 EATE - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia 313.736.859,64 26.144.738,29 3,260 3,429 

1011 ECTE - Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. 70.610.434,36 5.884.202,85 0,734 0,772 

1012 ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. 645.818.650,77 53.818.220,90 6,710 7,058 

1013 ELETROSUL - Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A. 420.267.615,38 35.022.301,28 4,367 4,593 

1014 EVRECY (CESA) - Evrecy Participações LTDA - 0,000 0,000 

1015 ETEO - Empresa de Transmissão do Oeste LTDA 130.695.987,34 10.891.332,27 1,358 1,428 

1016 ETEP - Empresa Paraensa de Transmissão de Energia 72.846.843,10 6.070.570,26 0,757 0,796 

1017 Expansion Transmissora de Energia Elétrica LTDA 142.505.284,00 11.875.440,33 1,481 1,557 

1018 FURNAS - Centrais Elétricas S.A. 903.980.558,19 75.331.713,18 9,393 9,879 

1019 FURNAS - Centrais Elétricas S.A.- Empr. Ibiúna-Bateias 207.400.127,29 17.283.343,94 2,155 2,267 

1020 LIGHT Energia S/A 1.811.410,12 150.950,84 0,019 0,020 

1021 NOVATRANS Energia S.A 386.271.534,32 32.189.294,53 4,014 4,221 

1022 TSN - Transmissora Sudeste Nordeste 351.330.334,80 29.277.527,90 3,651 3,839 

1023 (TSN)GTESA - Transmissora Sudeste Nordeste 6.610.065,96 550.838,83 0,069 0,072 

1024 COPEL Transmissão S.A - Empr. Bateias-Jaguariaíva 14.434.349,65 1.202.862,47 0,150 0,158 

1025 NTE - Nordeste Transmissora de Energia S.A. 113.773.930,67 9.481.160,89 1,182 1,243 

1026 STE - Sul Transmissora de Energia S.A 59.214.025,64 4.934.502,13 0,615 0,647 

1027 ETIM - Expansion Transmissão Itumbiara Marimbondo S.A. 60.246.828,42 5.020.569,04 0,626 0,658 

1028 ERTE - Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. 29.567.523,73 2.463.960,31 0,307 0,323 

ANEXO 5 

Tabela 5.1




Rede Básica* 

(RBSE/RBL) 

(R$/ano) 


Outubro-12 

(R$) 



(%) 



(%) 

1029 (TSN)PATESA - Transmissora Sudeste Nordeste 15.875.326,17 1.322.943,85 0,165 0,173 

1030 CTEEP - Companhia de Transm. de Energ. Elét.Paulista - Empr. Botucatu-Chavantes 16.603.568,94 1.383.630,75 0,173 0,181 

1031 CPTE - Cachoeira Paulista Transmissora de Energia S.A. 63.896.064,86 5.324.672,07 0,664 0,698 

1032 ENTE - Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A 167.314.049,18 13.942.837,43 1,738 1,828 

1033 CEEE - Companhia Estadual de Energia Elétrica - Empr. Presidente Médici Pelotas 3 18.388.433,68 1.532.369,47 0,191 0,201 

1034 ETAU - Empresa de Transmissão de Alto Uruguai 28.275.844,79 2.356.320,40 0,294 0,309 

1035 AETE - Amazônia-Eletronorte Transmissora de Energia S.A 35.244.878,53 2.937.073,21 0,366 0,385 

1036 ATE Transmissora de Energia S.A. 110.733.506,62 9.227.792,22 1,151 1,210 

1037 MUNIRAH Transmissora de Energia S.A. 27.116.002,87 2.259.666,91 0,282 0,296 

1038 ARTEMIS Transmissora de Energia S.A. 71.743.106,11 5.978.592,18 0,745 0,784 

1039 TRANSLESTE - Companhia Transleste de Transmissão 30.326.381,43 2.527.198,45 0,315 0,331 

1040 STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A. 133.870.696,33 11.155.891,36 1,391 1,463 

1041 VCTE - Vila do Conde Transmissora de Energia LTDA 55.523.492,38 4.626.957,70 0,577 0,607 

1042 PPTE - Porto Primavera Transmissora de Energia LTDA 67.015.257,26 5.584.604,77 0,696 0,732 

1043 UIRAPURU Transmissora de Energia S.A. 23.095.693,03 1.924.641,09 0,240 0,252 

1044 ELETROSUL(SC ENERGIA) - Eletrosul Centrais Elétricas S.A. 63.405.571,03 5.283.797,60 0,659 0,693 

1045 ITE - Itumbiara Transmissora de Energia LTDA 158.912.011,67 13.242.667,64 1,651 1,737 

1046 ATE II Transmissora de Energia S.A. 168.557.454,41 14.046.454,53 1,751 1,842 

1047 TRANSUDESTE - Companhia Transudeste de Transmissão 18.796.578,23 1.566.381,52 0,195 0,205 

1048 TRANSIRAPÉ - Companhia Transirapé de Transmissão 12.941.882,63 1.078.490,22 0,134 0,141 

1049 Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica S.A. 19.783.389,86 1.648.615,82 0,206 0,216 

1050 STC - Sistema de Transmissão Catarinense S.A. 19.944.907,05 1.662.075,59 0,207 0,218 

1051 SMTE - Serra da Mesa Transmissora de Energia Ltda. 88.656.796,43 7.388.066,37 0,921 0,969 

1052 ATE III Transmissora de Energia S.A. 77.882.948,12 6.490.245,68 0,809 0,851 

1053 RS ENERGIA - Empresa de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. 30.224.006,93 2.518.667,24 0,314 0,330 

1054 INTESA - Integração Transmissora de Energia S.A 94.052.930,08 7.837.744,17 0,977 1,028 

1055 CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Empr. Tauá-Milagres 8.944.104,35 745.342,03 0,093 0,098 

ANEXO 5 

Tabela 5.1




Rede Básica* 

(RBSE/RBL) 

(R$/ano) 


Outubro-12 

(R$) 



(%) 



(%) 

1056 ETES - Empresa de Transmissão do Espírito Santo S.A. 6.237.253,12 519.771,09 0,065 0,068 

1057 IEMG - Interligação Elétrica de Minas Gerais S.A 14.160.709,38 1.180.059,12 0,147 0,155 

1058 TRIÂNGULO - LT Triângulo S.A 79.445.961,00 6.620.496,75 0,825 0,868 

1059 SPTE - Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A. 19.153.234,71 1.596.102,89 0,199 0,209 

1060 RPTE - Ribeirão Preto Transmissora de Energia S.A. 24.292.008,22 2.024.334,02 0,252 0,265 

1061 PCTE - Poços de Caldas Transmissora de Energia S.A. 30.755.942,22 2.562.995,19 0,320 0,336 

1062 ATE VII - Foz do Iguaçu Transmissora de Energia S.A. 6.970.196,32 580.849,69 0,072 0,076 

1063 COPEL Transmissão S.A - Empr. Bateias-Pilarzinho 878.996,59 73.249,72 0,009 0,010 

1064 CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Empr. Milagres-Coremas 5.769.167,29 480.763,94 0,060 0,063 

1065 JTE - Jauru Transmissora de Energia S.A. 20.879.997,96 1.739.999,83 0,217 0,228 

1066 BRASNORTE Transmissora de Enerigia S.A. 17.872.573,20 1.489.381,10 0,186 0,195 

1067 ELETROSUL (SE MISSÕES) - Eletrosul Centrais Elétricas S/A 2.083.505,49 173.625,46 0,022 0,023 

1068 COQUEIROS Transmissora de Energia S.A. 5.769.432,40 480.786,03 0,060 0,063 

1069 ELETROSUL - Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A. - Emp. Presidente Médici-Santa Cruz 1 5.086.765,14 423.897,10 0,053 0,056 

1070 ATE VI Campos Novos Energia S.A. 11.836.676,95 986.389,75 0,123 0,129 

1071 CENTROESTE - Companhia de Transmissão Centroeste de Minas 12.931.499,81 1.077.624,98 0,134 0,141 

1072 ATE IV - São Mateus Transmissora de Energia S.A 15.347.662,45 1.278.971,87 0,159 0,168 

1073 ATE V - Londrina Transmissora de Energia S.A 11.076.356,97 923.029,75 0,115 0,121 

1074 CHESF(LT PICOS-TAUÁ) - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 3.602.616,93 300.218,08 0,037 0,039 

1075 FURNAS (LT MACAÉ-CAMPOS) - Furnas Centrais Elétricas 14.033.252,85 1.169.437,74 0,146 0,153 

1076 ELETRONORTE(S.LUIS II - S.LUIS III) - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A 2.151.727,07 179.310,59 0,022 0,024 

1077 IE PINHEIROS - Interligação Elétrica Pinheiros S.A 6.969.976,24 580.831,35 0,072 0,076 

1078 PEDRAS - Pedras Transmissora de Energia LTDA. 1.965.747,05 163.812,25 0,020 0,021 

1079 IRACEMA Transmissora de Energia S.A. 18.183.729,69 1.515.310,81 0,189 0,199 

1080 ELETRONORTE(SE MIRANDA II) - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A 7.841.910,90 653.492,58 0,081 0,086 

1081 IE SUL - Interligação Elétrica Sul S.A. 3.028.982,87 252.415,24 0,031 0,033 

1082 BRILHANTE Transmissora de Energia S.A. 18.095.835,47 1.507.986,29 0,188 0,198 

1083 IENNE - Interligação Elétrica Norte e Nordeste S.A 38.252.874,04 3.187.739,50 0,397 0,418 

ANEXO 5 

Tabela 5.1




Rede Básica* 

(RBSE/RBL) 

(R$/ano) 


Outubro-12 

(R$) 



(%) 



(%) 

1084 EBTE - Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S/A 30.636.282,19 2.553.023,52 0,318 0,335 

1085 TER - Transenergia Renovável S.A. 2.745.578,61 228.798,22 0,029 0,030 

1087 CIEN(GARABI I) - Companhia de Interconexão Energética 141.397.459,17 11.783.121,60 1,469 1,545 

1088 CIEN(GARABI II) - Companhia de Interconexão Energética 136.879.478,38 11.406.623,20 1,422 1,496 

1089 ITATIM - Linhas de Transmissão Itatim Ltda 33.168.091,47 2.764.007,62 0,345 0,362 

1090 SE NARANDIBA - SE Narandiba S/A 1.890.282,24 157.523,52 0,020 0,021 

1091 COPEL (LT FOZ - CASCAVEL OESTE) - Copel Geração e Transmissão S.A. 8.517.804,23 709.817,02 0,089 0,093 

1092 ETEM - EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO MATO GROSSO S.A. 10.045.597,08 837.133,09 0,104 0,110 

1093 IEP (LT-INTERLAGOS-PIRATININGA 2) - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA PINHEIROS S.A 3.156.245,98 263.020,50 0,033 0,034 

1094 TME - TRANSMISSORA MATOGROSSENSE DE ENERGIA S.A. 33.387.691,62 2.782.307,64 0,347 0,365 

1095 ELETRONORTE - LT R. G./BALSAS - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. 6.418.035,47 534.836,29 0,067 0,070 

1096 CATXERÊ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 44.032.607,09 3.669.383,92 0,458 0,481 

1097 INTERLIGACAO ELETRICA SERRA DO JAPI S.A. 5.987.594,20 498.966,18 0,062 0,065 

1098 CHESF(LT JARDIM-PENEDO) - CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - 0,000 0,000 

1099 IESUL(FORQUILHINHA) - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SUL S.A 3.443.707,80 286.975,65 0,036 0,038 

1100 RBTE - RIO BRANCO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 4.090.936,50 340.911,38 0,043 0,045 

1101 ENCRUZO NOVO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 8.264.378,62 688.698,22 0,086 0,090 

1102 ARARAQUARA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 19.208.039,40 1.600.669,95 0,200 0,210 

1103 PORTO VELHO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 55.589.604,29 4.632.467,02 0,578 0,608 

1104 TSP-TRANSENERGIA SAO PAULO S.A. 2.219.347,01 184.945,58 0,023 0,024 

1105 CHESF(NATALIII-ST.RITA-ZEBU) 4.238.779,68 353.231,64 0,044 0,046 

1106 CHESF(SE SUAPE II e III) 3.952.186,68 329.348,89 0,041 0,043 

1107 CHESF (LT IBICOARA-BRUMADO II) 5.422.988,76 451.915,73 0,056 0,059 

Total sem ONS 

9.150.440.748,49 762.536.729,06 95,08 100,00 

Estimativa do 

Orçamento ONS** 

(R$/ano) 

Orçamento 

Mensal 

Modulado 

(R$/mês) 

0001 ONS 473.617.000,00 40.000.000,00 4,921 0,416 


(1) *Resolução ANEEL nº 1.313/2012 

(2) Receitas associadas as instalações atualmente em operação. 

Total Receita de Rede Básica (Agentes de Transmissão + ONS) 

ANEXO 5 

Tabela 5.1 

9.624.057.748,49 802.536.729,06 100,000 100,416

RECEITA DE INSTALAÇÕES AUTORIZADAS COM ENTRADA EM OPERAÇÃO EM 

CICLOS ANTERIORES - RBNI 

Cód 

Agente 


RBNI Anual 

referente ao ciclo 

2012/2013 

(R$) 

RBNI Mensal 

(R$) 

1001 CEEE 85.351.418,58 7.112.618,22 

1002 CELG 3.497.989,52 291.499,13 

1004 CEMIG 43.552.583,94 3.629.382,00 

1006 CHESF 207.114.250,33 17.259.520,86 

1007 AFLUENTE 11.198.309,19 933.192,43 

1008 COPEL 130.218.853,84 10.851.571,15 

1009 CTEEP 194.785.115,91 16.232.092,99 

1010 EATE 6.010.957,32 500.913,11 

1012 ELETRONORTE 303.843.581,32 25.320.298,44 

1013 ELETROSUL 325.273.867,87 27.106.155,66 

1014 EVRECY (CESA) 4.319.243,08 359.936,92 

1017 EXPANSION (ETEE) 3.702.274,62 308.522,89 

1018 FURNAS 514.840.294,52 42.903.357,88 

1022 TAESA-TSN 10.031.472,23 835.956,02 

1026 STE 1.496.223,38 124.685,28 

1034 ETAU 149.304,14 12.442,01 

1042 PPTE 992.874,92 82.739,58 

1044 ELETROSUL(SC ENERGIA) 23.136.760,17 1.928.063,35 

1052 ATE III 1.719,08 143,26 

1055 CHESF(TAUÁ-MILAGRES) 826.432,82 68.869,40 

1056 ETES 69.856,57 5.821,38 

1059 SPTE 3.055.550,42 254.629,20 

1062 ATE VII 45.882,93 3.823,58 

1066 BRASNORTE 2.227.971,89 185.664,32 

1076 ELETRONORTE(LT S.LUISII-S.LUISIII) 112.437,81 9.369,82 

1084 EBTE 530.943,32 44.245,28 

TOTAL RBNI 

1.876.386.169,72 156.365.514,16 

* Receitas conforme Resolução Homologatória nº 1.313/2012 

ANEXO 5 

Tabela 5.2

RECEITA DE NOVAS INSTALAÇÕES DA REDE BÁSICA 

Cod. 

Agente de 

Transmissão 

Termo de 

Liberação 

Ato 

Autorizativo 

Mês/ano 

Rubrica 

RECEITA 

(R$/mês) 

Receita de TLP Não 

Devido 

Receita 

Recebida 

1001 CEEE 

1002 CELG 

1103 PVTE 

1004 CEMIG 

1006 CHESF 

1007 CTEEP 

1012 ELETRONORTE 

1013 ELETROSUL 

017/P/1/2012 1364/08 out/12 RBNI 4.448,78 (444,88) 4.003,90 

018/P/1/2012 1364/08 out/12 RBNI 4.448,78 (444,88) 4.003,90 

030/P/2/2012 1364/08 out/12 RBNI 5.718,36 (571,84) 5.146,52 

031/P/2/2012 1364/08 out/12 RBNI 5.718,36 (571,84) 5.146,52 

116/P/9/2013 1700/2008 out/12 RBNIA 72.442,83 (7.244,28) 65.198,55 

Subtotal CEEE 

92.777,11 (9.277,71) 83.499,40 

153/D/7/2012 1.829/2009 out/12 RBNIA 51.315,05 - 51.315,05 

154/D/7/2012 1.829/2009 out/12 RBNIA 55.423,35 - 55.423,35 

108/P/8/2012 1.829/2009 out/12 RBNIA 28.529,67 (2.852,97) 25.676,70 

Subtotal CELG 

135.268,07 (2.852,97) 132.415,10 

155/D/7/2012 010/2009 out/12 RBL 65.166,08 65.166,08 

156/D/7/2012 

010/2009 

out/12 RBL 9.084,20 9.084,20 

156/D/7/2012 Pagamento indevido ago/12 RBL (433.482,68) (433.482,68) 

157/D/7/2012 010/2009 out/12 RBL 65.166,08 65.166,08 

162/P/10/2012 010/2009 

out/12 

RBL 

1.660.968,58 

Retroativo ago/12 1.875.287,11 

163/P/10/2012 010/2009 

out/12 

RBL 

1.660.968,58 

Retroativo ago/12 1.875.287,11 

164/P/10/2012 010/2009 

out/12 

RBL 

484.132,52 

Retroativo ago/12 546.601,24 

165/P/10/2012 010/2009 

out/12 

RBL 

426.891,40 


166/P/10/2012 010/2009 

out/12 

RBL 

260.089,61 

Subtotal PVTE 


8.978.133,99 - (294.066,32) 

208/P/11/2011 2.123/2009 out/12 RBNIA 31.177,99 - 31.177,99 

Subtotal CEMIG 

31.177,99 - 31.177,99 

110/P/8/2012 2.173/2009 out/12 RBNIA 15.148,15 (1.514,82) 13.633,34 

155/P/9/2012 2.173/2009 out/12 RBNIA 378.447,45 (37.844,75) 340.602,71 

156/P/10/2012 

2.173/2009 out/12 RBNIA 25.003,18 (2.500,32) 22.502,86 

2.173/2009 Retroativo set/12 RBNIA 3.333,76 (333,38) 3.000,38 

157/P/10/2012 

2.173/2009 out/12 RBNIA 42.965,46 (4.296,55) 38.668,91 


158/P/10/2012 

2.173/2009 out/12 RBNIA 47.421,27 (4.742,13) 42.679,14 


Subtotal CHESF 

524.370,84 (52.437,08) 471.933,76 

067/P/4/2012 2.753/2011 out/12 RBNI 9.860,78 (986,08) 8.874,70 

069/P/4/2012 2.753/2011 out/12 RBNI 9.860,78 (986,08) 8.874,70 

083/P/4/2012 2.136/2009 out/12 RBNI 60.213,13 (6.021,31) 54.191,82 

093/P/5/2012 2.136/2009 out/12 RBNI 39.342,76 (3.934,28) 35.408,48 

094/P/5/2012 2.136/2009 out/12 RBNI 45.605,23 (4.560,52) 41.044,71 

102/P/7/2012 2.026/2009 out/12 RBNIA 133.006,43 (13.300,64) 119.705,79 

103/P/7/2012 2.026/2009 out/12 RBNIA 107.967,63 (10.796,76) 97.170,87 

107/P/7/2012 2.651/2010 out/12 RBNIA 1.975,83 (197,58) 1.778,25 

111/P/9/2012 2.136/2009 out/12 RBNIA 39.342,76 (3.934,28) 35.408,48 

112/P/9/2012 2.136/2009 out/12 RBNIA 20.419,50 (2.041,95) 18.377,55 

113/P/9/2012 2.026/2009 out/12 RBNIA 53.535,56 (5.353,56) 48.182,00 

114/P/9/2012 2.026/2009 out/12 RBNIA 53.535,65 (5.353,57) 48.182,09 

119/P/9/2012 2.651/2010 out/12 RBNIA 3.246,63 (324,66) 2.921,97 

Subtotal CTEEP 

577.912,66 (57.791,26) 520.121,41 

207/D/10/2012 2.384/10 out/12 RBNI 2.622,47 (262,25) 2.360,23 

036/P/2/2012 1.699/08 out/12 RBNI 416.580,49 (41.658,05) 374.922,44 

037/P/2/2012 1.699/08 out/12 RBNI 41.587,14 (4.158,71) 37.428,42 

032/D/4/2012 2.533/2010 out/12 RBNIA 3.574,46 3.574,46 

097/P/7/2012 2.533/2010 out/12 RBNIA 5.189,23 (518,92) 4.670,31 

180/P/10/2012 2.533/2010 Pro rata dia out/12 RBNIA 4.526,12 (452,61) 4.073,51 

Subtotal ELETRONORTE 

474.079,92 (47.050,55) 427.029,37 

112/D/6/2012 2.164/2009 out/12 RBNIA 6.335,21 6.335,21 

Subtotal ELETROSUL 

6.335,21 - 6.335,21 

032/P/2/2012 1.266/08 out/12 RBNI 121.520,28 (12.152,03) 109.368,25 

090/P/5/2012 2.174/2009 out/12 RBNI 20.735,41 (2.073,54) 18.661,87 

091/P/5/2012 2.174/2009 out/12 RBNI 136.253,86 (13.625,39) 122.628,47 

092/P/5/2012 2.174/2009 out/12 RBNI 121.541,81 (12.154,18) 109.387,63 

071/P/4/2012 1.711/2008 out/12 RBNI 12.575,02 (1.257,50) 11.317,52 

119/D/6/2012 2.069/2009 out/12 RBNIA 56.932,14 56.932,14 

122/D/6/2012 2.069/2009 out/12 RBNIA 60.868,49 60.868,49 

1018 FURNAS 

124/D/6/2012 2.069/2009 out/12 RBNIA 49.679,25 49.679,25 

133/D/6/2012 2.069/2009 out/12 RBNIA 60.868,49 60.868,49 

134/D/6/2012 2.069/2009 out/12 RBNIA 52.419,97 52.419,97 

135/D/6/2012 2.069/2009 out/12 RBNIA 59.947,56 59.947,56 

038/P/2/2012 2.069/2009 out/12 RBNIA 160.878,18 160.878,18 

040/P/2/2012 2.069/2009 out/12 RBNIA 59.947,56 59.947,56 

136/P/9/2012 2.367/2010 out/12 RBNIA 165.873,29 (16.587,33) 149.285,96 

137/P/9/2012 2.367/2010 out/12 RBNIA 920,91 920,91 

Subtotal FURNAS 

1.140.962,22 (57.849,97) 1.083.112,25 

ANEXO 5 

Tabela 5.03

RECEITA DE NOVAS INSTALAÇÕES DA REDE BÁSICA 

Cod. 

Agente de 

Transmissão 

Termo de 

Liberação 

Ato 

Autorizativo 

Mês/ano 

Rubrica 

RECEITA 

(R$/mês) 

Receita de TLP Não 

Devido 

Receita 

Recebida 

1028 ERTE 

1044 

1082 BRILHANTE 

1097 

1099 

ELETROSUL (SC 

ENERGIA) 

1052 ATE III 

SERRA DO JAPI 

(IESJ) 

IESUL(FORQUILHINH 

A) 

1100 RBTE 

1104 TSP 

219/D/10/2012 2.028/2009 out/12 RBNIA 82.691,92 

219/D/10/2012 2.028/2009 Pro rata dia set/12 RBNIA 1.102,55 

220/D/10/2012 2.028/2009 out/12 RBNIA 378.449,24 


221/D/10/2012 2.028/2009 out/12 RBNIA 72.014,15 

221/D/10/2012 2.028/2009 Pro rata dia set/12 RBNIA 960,19 

222/D/10/2012 2.028/2009 out/12 RBNIA 132.645,51 


Subtotal ERTE 

665.800,82 8.877,33 674.678,15 

065/P/3/2012 2.383/2010 set/12 RBNI 15.725,71 (1.572,57) 14.153,14 

Subtotal ELETROSUL (SC ENERGIA) 

15.725,71 (1.572,57) 14.153,14 

115/P/9/2012 2.563/2010 out/12 RBNIA 364.711,91 (36.471,19) 328.240,72 

206/D/10/2012 2.563/2010 out/12 RBNIA 101.385,32 101.385,32 

206/D/10/2012 2.563/2010 Retroativo set/12 RBNIA 13.518,04 13.518,04 

Subtotal ATE III 

479.615,27 (36.471,19) 443.144,08 

187/D/9/2012 008/2009 out/12 RBL 741.286,85 741.286,85 

Subtotal BRILHANTE 

741.286,85 - 741.286,85 

076/P/4/2012 026/2009 out/12 RBL 225.961,74 (22.596,17) 203.365,56 

082/P/4/2012 026/2009 out/12 RBL 273.004,45 (27.300,44) 245.704,00 

Subtotal SERRA DO JAPI (IESJ) 

498.966,18 (49.896,62) 449.069,57 

129/D/6/2012 016/2008 out/12 RBL 86.759,35 86.759,35 

180/D/6/2012 016/2008 out/12 RBL 186.264,58 186.264,58 

Subtotal IESUL(FORQUILHINHA) 

273.023,93 - 273.023,93 

179/D/8/2012 022/2009 out/12 RBL 38.088,78 38.088,78 

168/P/10/2012 022/2009 out/12 RBL 302.822,60 (30.282,26) 272.540,34 

168/P/10/2012 022/2009 Retroativo set/12 RBL 211.975,83 (21.197,58) 190.778,25 

Subtotal RBTE 

552.887,21 (51.479,84) 501.407,37 

186/P/10/2012 024/2009 Pro rata dia out/12 RBL 184.945,58 (8.948,99) 175.996,59 

Subtotal TSP 

73.116,70 

137.691,49 

83.652,11 

380.217,85 

184.945,58 (8.948,99) 175.996,59 

140/P/9/2012 017/2009 out/12 RBL 90.409,31 (9.040,93) 81.368,38 

145/P/9/2012 017/2009 out/12 RBL 66.654,33 (6.665,43) 59.988,90 

1105 

CHESF(NATALIII- 

ST.RITA-ZEBU) 

150/P/9/2012 017/2009 out/12 RBL 69.061,73 (6.906,17) 62.155,56 

151/P/9/2012 017/2009 out/12 RBL 69.061,73 (6.906,17) 62.155,56 

152/P/9/2012 017/2009 out/12 RBL 58.044,54 (5.804,45) 52.240,09 

Subtotal CHESF(NATALIII-ST.RITA-ZEBU) 

353.231,64 (35.323,16) 317.908,48 

1106 

1107 

CHESF(SE SUAPE II 

e III) 

1062 ATE VII 

CHESF (LT 

IBICOARA- 

BRUMADO II) 

130/P/9/2012 006/2009 out/12 RBL 121.999,16 (12.199,92) 109.799,24 

131/P/9/2012 006/2009 out/12 RBL 121.999,16 (12.199,92) 109.799,24 

134/P/9/2012 006/2009 out/12 RBL 85.350,57 (8.535,06) 76.815,51 

Subtotal CHESF(SE SUAPE II e III) 

329.348,89 (32.934,89) 296.414,00 

204/D/10/2012 3238/2011 out/12 RBNIA 4.457,15 4.457,15 

204/D/10/2012 3238/2011 Retroativo set/12 RBNIA 1.782,86 1.782,86 

Subtotal ATE VII 

6.240,01 - 6.240,01 

169/P/10/2012 010/2007 out/12 RBL 243.634,60 (24.363,46) 219.271,14 

169/P/10/2012 010/2007 Retroativo ago/12 RBL 314.367,23 (31.436,72) 282.930,50 

170/P/10/2012 010/2007 out/12 RBL 28.610,61 (2.861,06) 25.749,55 


171/P/10/2012 010/2007 out/12 RBL 92.768,82 (9.276,88) 83.491,94 


172/P/10/2012 010/2007 out/12 RBL 86.901,70 (8.690,17) 78.211,53 


Subtotal CHESF (LT IBICOARA-BRUMADO II) 

1.035.032,81 (103.503,28) 931.529,52 

TOTAL 

17.097.122,92 (538.512,75) 7.286.409,85 

ANEXO 5 

Tabela 5.03

1006 - CHESF - RBNIA 

Cálculo da RBNIA a ser paga em função dos novos TL emitidos 

Item 

Termo de 

Liberação 

Parcial 


1 156/P/10/2012 


JAGUARARI-SE - Instalar um módulo de 

interligação de barramentos 230 kV. 

Entrada em 

Operação 

RAP 


Associada ao 

REH 1.313/12 

equipamento 

Receita 

Mensal - 

REH 

1.313/12 

Retroativo 

Pro rata dia 

referente ao 

mês de 

entrada 

Desconto de 

do TLP - 

Pendência Não 

Impeditiva 

Própria 

Total de 

RBNIA a ser 

paga em 

Outubro/12 

RB 2.173/2009 27/09/2012 90% 300.038,21 25.003,18 3.333,76 (2.833,69) 25.503,25 

2 

3 

4 

157/P/10/2012 

Adequar a entrada de linha 230 kV da SE 

Jaguarari, arranjo barra dupla a cinco chaves, 

para o primeiro circuito da LT Juazeiro II/ 

Jaguarari originada do seccionamento da LT 

Juazeiro II/ Senhor do Bonfim II com a inclusão 

de um disjuntor e duas chaves seccionadoras. 

JAGUARARI-SE - Adequar as proteções da EL 

230 kV da SE Juazeiro II devido à derivação 

da LT 230 kV Juazeiro II/ Senhor do Bonfim II 

na SE Jaguarari. 

Instalar o primeiro circuito da LT 230 kV 

JAGUARARI-SE /SR.BONFIM II C-1 BA 

originado do seccionamento do circuito LT 230 

kV JUAZEIRO II /SR.BONFIM II C-1 BA na SE 

JAGUARARI-SE (Complementação da LT 230 

kV Jaguarari - Rama Juazeiro II - Sr. Bonfim II) 

RB 2.173/2009 27/09/2012 90% 366.707,58 30.558,97 4.074,53 (3.463,35) 31.170,15 

RB 2.173/2009 27/09/2012 90% 148.877,89 12.406,49 1.654,20 (1.406,07) 12.654,62 

RB 2.173/2009 27/09/2012 90% 53.469,73 4.455,81 594,11 (504,99) 4.544,93 

5 

158/P/10/2012 

JAGUARARI-SE Adequar a entrada de linha 

230 kV da SE Jaguarari, arranjo barra dupla a 

cinco chaves, para o primeiro circuito da LT 

Senhor do Bonfim II/ Jaguarari originada do 

seccionamento da LT Juazeiro II/ Senhor do 

Bonfim II com a inclusão de um disjuntor e 

duas chaves seccionadoras. II com a inclusão 

de um disjuntor e duas chaves seccionadoras. 

RB 2.173/2009 27/09/2012 90% 366.707,58 30.558,97 4.074,53 (3.463,35) 31.170,15 

6 

SR.BONFIM II - Adequar as proteções da EL 

230 kV da SE Senhor do Bonfim II devido à 

derivação da LT 230 kV Juazeiro II/Senhor do 

Bonfim II na SE Jaguarari. 

RB 2.173/2009 27/09/2012 90% 148.877,89 12.406,49 1.654,20 (1.406,07) 12.654,62 

ANEXO 5 

Tabela 5.04

1006 - CHESF - RBNIA 


Item 

Termo de 

Liberação 

Parcial 



Entrada em 

Operação 

RAP 


Associada ao 

REH 1.313/12 

equipamento 

Receita 

Mensal - 

REH 

1.313/12 

Retroativo 

Pro rata dia 

referente ao 

mês de 

entrada 

Desconto de 

do TLP - 


Impeditiva 

Própria 

Total de 

RBNIA a ser 

paga em 

Outubro/12 

7 

8 

9 

10 

159/P/10/2012 

160/P/10/2012 

B.JESUS LAPA - Instalar um módulo de 

conexão de transformador 230kV, arranjo 

barra principal e transferência, para o retorno à 

operação comercial do transformador 230/69 

kV - 33 MVA. 

B.JESUS LAPA - Instalar um módulo de 

conexão de transformador 69 kV, arranjo barra 

principal e transferência, para o retorno à 

operação comercial do transformador 230/69 

kV - 33 MVA. 

PICOS - Instalar o 4º transformador 230/69 kV - 

50 MVA. 

PICOS - Instalar conexão de transformador 

230 kV, arranjo barra principal e de 

transferência, para o 4º transformador 230/69 

kV - 50 MVA. 

RBF 2.173/2009 27/09/2012 90% 386.768,62 

RBF 2.173/2009 27/09/2012 90% 163.483,69 

RBF 2.173/2009 27/09/2012 90% 514.433,21 

RBF 2.173/2009 27/09/2012 90% 386.768,62 

11 

PICOS - Instalar conexão de transformador 69 

kV, arranjo barra principal e de transferência, 

para o 4º transformador 230/69 kV - 50 MVA. 

RBF 2.173/2009 27/09/2012 90% 163.483,69 

TOTAL 

2.999.616,71 115.389,91 15.385,33 (13.077,52) 117.697,72 


(1) As intalações descritas acima contêm pendências não impeditivas próprias, conforme apresentado nos seus respectivos Termos de Liberação. Portanto, o recebimento de receita é de 90 % até a emissão do Termo de Liberação 

Definitivo - TLD. 

(2) Conforme estabelecido na REH nº 1.113/2012, as instalações descritas nos itens do 7 ao 11, fazem parte da Rede Básica de Fronteira e, por isso, têm suas receitas provenientes da Tarifa TUSTFR, as quais são pagas pelos 

agentes distribuidores que estão diretamente conectados. 

ANEXO 5 

Tabela 5.04

1012 - ELETRONORTE - RBNI 

Cálculo de RBNI atualizada em outubro 2012 

Item 

Termo de 

Liberação 


Instalação 

Tipo 

RUBRICA 

REA 

Entrada em 

Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1.313/12 

Receita 

Mensal - REH 

1.313/12 

*Desconto de 

TLP - 


Impeditiva 

Valor de Receita 

a ser paga em 

Outubro/12 

1 207/D/10/2012 

SE VILHENA: Instalação de um 

reator de neutro (48 kV, 617 ohms) 

na SE Vilhena, para o reator de linha 

trifásico de 20 Mvar da linha de 

transmissão LT 230 kV Vilhena - 

Pimenta Bueno C1. 

RB RBNI 2.384/10 03/10/2012 90% 27.154,20 2.262,85 (14,60) 2.248,25 

2 207/D/10/2012 


SE VILHENA: Instalação de uma 

conexão para o reator de neutro (48 

kV, 617 ohms), na SE Vilhena. 

TOTAL 

RB RBNI 2.384/10 03/10/2012 90% 4.315,49 359,62 (2,32) 357,30 

31.469,69 2.622,47 (16,92) 2.605,55 

(1) As instalações apresentadas acima entraram em operação comercial em 24/01/2012 por meio do TLP 029/P/2/2012 e tiveram suas pendências não impeditivas sanadas. 

(2)* O valor de desconto é pro rata dia levando em consideração 2 dias no mês de outubro/2012, devido a emissão do TLD. 

ANEXO 5 

Tabela 5.05

1012 - ELETRONORTE- RBNIA 


Item 

Termo de 

Liberação 



Entrada em 

Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1.313/12 

Receita 

Mensal - REH 

1.313/12 

Pro rata dia 

referente ao 


Desconto de do 

TLP - Pendência 

Não Impeditiva 

Própria 

Valor de 

RBNIA a ser 

paga em 

Outubro/12 

1 179/P/10/2012 

2 179/P/10/2012 

SE RIO BRANCO: Instalação de Módulo de Equipamento para 

Transformador Trifásico de 230kV. 

SE RIO BRANCO: Instalação do 3° Transformador Trifásico de 

230/69/13,8 kV e 100 MVA, associadas ao Módulo de Manobra de 

230kV com Barramente Principal Transferido (BPT). 

RBF 2533/2010 05/10/2012 90% 319.514,01 

RBF 2533/2010 05/10/2012 90% 861.266,56 

3 179/P/10/2012 

4 180/P/10/2012 

5 180/P/10/2012 

SE RIO BRANCO: Instalação do módulo de conexão em 69kV, 

arranjo do tipo barra principal e transferência, para o terceiro 

transformador trifásico 230/69kV. 

SE RIO BRANCO: Instalação de módulo de infra-estrutura de 

manobra. 

SE RIO BRANCO: Adequação da interligação de barramento pela 

troca de proteção da barra. 

TOTAL 

RBF 2533/2010 05/10/2012 90% 134.872,10 

RB 2533/2010 05/10/2012 90% 46.136,27 3.844,69 3.348,60 (334,86) 3.013,74 

RB 2533/2010 05/10/2012 90% 16.223,63 1.351,97 1.177,52 (117,75) 1.059,77 

1.378.012,57 5.196,66 4.526,12 (452,61) 4.073,51 


(1) As intalações descritas acima contêm pendências não impeditivas próprias, conforme apresentado nos seus respectivos Termos de Liberação. Portanto, o recebimento de receita é de 90 % até a emissão do Termo de Liberação Definitivo - TLD. 

Adicionalmente, o TLP 179/P/10/2012 também possui pendência não impeditiva de terceiro. 

(2) Conforme estabelecido na REH nº 1.313/2012, as instalações descritas nos itens do 1 ao 3, fazem parte da Rede Básica de Fronteira e, por isso, têm suas receitas provenientes através da Tarifa TUSTFR, as quais são pagas pelos agentes distribuidores que 

estão diretamente conectados. 

ANEXO 5 

Tabela 5.06

1018 - FURNAS - RBNIA Fronteira 


Item 

Termo de 

Liberação 



Entrada em 

Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1.313/12 

1 181/P/10/2012 

Na SE Samambaia, um banco de autotransformadores 

monofásicos 345/138/13,8 kV – 3x75 MVA; 

RBF 1938/2009 10/10/2012 90% 2.625.882,19 

2 181/P/10/2012 

Na SE Samambaia, um módulo de conexão de transformador em 

345 kV, arranjo barra dupla a cinco chaves, para o banco de 

autotransformadores monofásicos 345/138/13,8 kV – 3x75 MVA. 

RBF 1938/2009 10/10/2012 90% 632.858,59 

3 181/P/10/2012 

Instalar na SE Samambaia, Um módulo de conexão de 

transformador em 138 kV, arranjo barra dupla a cinco chaves, 

para o banco de autotransformadores monofásicos 345/138/13,8 

kV – 3x75 MVA. 

RBF 1938/2009 10/10/2012 90% 247.736,81 

4 182/P/10/2012 

5 182/P/10/2012 

SE RIO VERDE: Instalar o 3º banco de autotransformadores 

monofásicos 230/138 kV - 3x 33,3 MVA. 

SE RIO VERDE: Instalar modulo de conexão de transformador 

230 kV, arranjo barra dupla a cinco chaves. 

RBF 2367/2010 10/10/2012 90% 580.643,09 

RBF 2367/2010 10/10/2012 90% 301.445,67 

6 182/P/10/2012 

SE RIO VERDE: Instalar modulo de conexão de transformador 

138 kV, arranjo barra principal e de transferencia. 

TOTAL 

RBF 2367/2010 10/10/2012 90% 209.763,82 

4.598.330,17 


(1) As intalações descritas acima contêm pendências não impeditivas próprias, conforme apresentado nos seus respectivos Termos de Liberação. Portanto, o recebimento de receita 

é de 90 % até a emissão do Termo de Liberação Definitivo - TLD. 

(2) Conforme estabelecido na REH nº 1.313/2012, as instalações descritas acima, fazem parte da Rede Básica de Fronteira e, por isso, têm suas receitas provenientes da Tarifa 

TUSTFR, as quais são pagas pelos agentes distribuidores que estão diretamente conectados. 

ANEXO 5 

Tabela 5.07

1028 - ERTE - RBNIA 


Item 

Termo de 

Liberação 


1 219/D/10/2012 

Instalação Descrição da REA Tipo REA 

Entrada de linha (230KV - BD4) - 

Adequação do sistema de proteção, 

controle e supervisão. 

Adequação do sistema de proteção, 

controle e supervisão devido ao 

seccionamento da linha de transmissão 

Vila do Conde - Santa Maria na SE 

Castanhal. 

Data de 

emissão do 

TLD 

RAP 

Associada ao 

equipamento 

Receita Anual 

- REH 

1.313/12 

Receita 

Mensal - 

REH 

1.313/12 

Desconto de 

do TLP 

compensado 

em Set/12 


TLP devido em 

função da 

emissão do 

TLD 

Diferença 

Total de 

RBNIA a ser 

pago em 

Outubro/12 

RB 2.028/2009 27/09/2012 100% 234.460,71 19.538,39 (1.953,84) (1.693,33) 260,51 19.798,90 

2 219/D/10/2012 

Instalar o circuito LT 230 kV 

CASTANHAL /SANTA MARIA C-1 PA 

originado do seccionamento do circuito 

LT 230 kV VILA DO CONDE /SANTA 


Substituição de 31 km de um cabo páraraios 

em aço 3/8 por cabo OPGW 12 

fibras. 

RB 2.028/2009 27/09/2012 100% 143.811,25 11.984,27 (1.198,43) (1.038,64) 159,79 12.144,06 

3 219/D/10/2012 






Substituição de 7 km de um cabo páraraios 

em aço 3/8 por um cabo pára-raios 

em alumínio tipo DOTTEREL e de 31 

km de um cabo pára-raios em aço 3/8 

por cabo OPGW 12 fibras. 

RB 2.028/2009 27/09/2012 100% 68.219,06 5.684,92 (568,49) (492,69) 75,80 5.760,72 

4 219/D/10/2012 

Instalar, na SE CASTANHAL, um 

módulo de entrada de linha para o 

circuito LT 230 kV CASTANHAL 

/SANTA MARIA C-1 PA originado do 

seccionamento do circuito LT 230 kV 

VILA DO CONDE /SANTA MARIA C-1 

PA na SE CASTANHAL. 



circuito LT 230 kV CASTANHAL 

/SANTA MARIA C-1 PA originado do 




RB 2.028/2009 27/09/2012 100% 545.812,08 45.484,34 (4.548,43) (3.941,98) 606,45 46.090,79 

5 220/D/10/2012 

6 220/D/10/2012 

Instalar na SE Castanhal um banco de 

capacitores série em 230 kV, 151 Mvar. 

Instalar na SE Castanhal, um módulo de 

conexão do banco de capacitores série 

em 230 kV 151 Mvar, arranjo barra 

dupla a quatro chaves. 

Instalar na SE Castanhal um banco de 

capacitores série em 230 kV, 151 Mvar. 

Instalar na SE Castanhal, um módulo de 

conexão do banco de capacitores série 

em 230 kV 151 Mvar, arranjo barra 


RB 2.028/2009 27/09/2012 100% 4.213.970,01 351.164,17 (35.116,42) (30.434,23) 4.682,19 355.846,36 

RB 2.028/2009 27/09/2012 100% 327.420,83 27.285,07 (2.728,51) (2.364,71) 363,80 27.648,87 

ANEXO 5 

Tabela 5.08

1028 - ERTE - RBNIA 


Item 

Termo de 

Liberação 


7 221/D/10/2012 

Instalação Descrição da REA Tipo REA 



circuito LT 230 kV VILA DO CONDE 

/CASTANHAL C-1 PA originado do 







/CASTANHAL C-1 PA originado do 




Data de 

emissão do 

TLD 

RAP 

Associada ao 

equipamento 

Receita Anual 

- REH 

1.313/12 

Receita 

Mensal - 

REH 

1.313/12 

Desconto de 

do TLP 

compensado 

em Set/12 


TLP devido em 

função da 

emissão do 

TLD 

Diferença 

Total de 

RBNIA a ser 

pago em 

Outubro/12 

RB 2.028/2009 27/09/2012 100% 545.812,08 45.484,34 (4.548,43) (3.941,98) 606,45 46.090,79 

8 221/D/10/2012 





MARIA C-1 PA na SE CASTANHAL 

Construção de 3 km de linha em 230 kV, 

circuitos simples, cabo 2x795 MCM 

TERN, com dois cabos pára-raios em 

alumínio tipo DOTTEREL. 

RB 2.028/2009 27/09/2012 100% 216.977,39 18.081,45 (1.808,15) (1.567,06) 241,09 18.322,54 

9 221/D/10/2012 

10 221/D/10/2012 

11 222/D/10/2012 

Instalar o circuito LT 230 kV VILA 

DO CONDE /CASTANHAL C-1 PA 

Substituição de 5 km de dois cabos páraraios 

em aço 3/8 por dois cabos em 

originado do seccionamento do 


alumínio tipo DOTTEREL. 

/SANTA MARIA C-1 PA na SE 

CASTANHAL 

Instalar o circuito LT 230 kV VILA 

DO CONDE /CASTANHAL C-1 PA Construção de 1 km de linha em 230 kV, 

circuitos simples, cabo 1x795 MCM 

originado do seccionamento do 

TERN, com um cabo pára-raios em 


alumínio tipo DOTTEREL e um cabo 

/SANTA MARIA C-1 PA na SE 

OPGW 12 fibras. 

CASTANHAL 

Construção da Subestação 

Castanhal composta por um módulo 

de infra-estrutura geral em 230 kV, 

arranjo barra dupla a quatro chaves. 

Módulo de Infra-estrutura de manobra 

(230KV - BD4) (somatório dos quatro 

MIM, de cada Módulo de Manobra) 

RB 2.028/2009 27/09/2012 100% 45.136,22 3.761,35 (376,14) (325,98) 50,16 3.811,51 

RB 2.028/2009 27/09/2012 100% 56.244,07 4.687,01 (468,70) (406,21) 62,49 4.749,50 

RB 2.028/2009 27/09/2012 100% 156.023,24 13.001,94 (1.300,19) (1.126,83) 173,36 13.175,30 

12 222/D/10/2012 

Instalar, na SE Castanhal, um Módulo 

de Interligação de barras em 230 kV, 


Instalar, na SE Castanhal, um Módulo 

de Interligação de barras em 230 kV, 


RB 2.028/2009 27/09/2012 100% 283.289,24 23.607,44 (2.360,74) (2.045,98) 314,76 23.922,20 

13 222/D/10/2012 

Construção da Subestação Castanhal, 

composta por um módulo de infraestrutura 

geral em 230 kV, arranjo barra 


Construção da Subestação Castanhal, 

composta por um módulo de infraestrutura 

geral em 230 kV, arranjo barra 


TOTAL 

RB 2.028/2009 27/09/2012 100% 1.152.433,52 96.036,13 (9.603,61) (8.323,13) 1.280,48 97.316,61 

7.989.609,70 665.800,82 (66.580,08) (57.702,75) 8.877,33 674.678,15 


Com a emissão dos TLD para as instalações acima relacionadas, no mês de outubro identifcamos uma diferença como crédido do valor que foi descontado no mês passado, com o valor devido pro rata dia considerando apenas 26 dias de setembro. E, com isso, a par tir desta 

apuração estas instalações passam a receber 100% do valor de sua receita. 

ANEXO 5 

Tabela 5.08

1052 - ATE III - RBNIA 


Item 

Termo de 

Liberação 


1 206/D/10/2012 


Instalar, na SE Itacaiúnas, um módulo módulo de interligação 

de barramentos 500 kV, arranjo disjuntor e 

meio, para o banco de tranformadores monofásicos 500/230- 

13,8kV, 3 x 150 MVA. 

Entrada em 

Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 

Receita Anual 

- REH 

1.313/12 

Receita 

Mensal - REH 

1.313/12 

Retroativo 

Pro rata dia 

referente ao 

mês de 

entrada 

Valor de 

RBNIA a ser 

paga em 

Outubro/12 

RB 2.563/2010 27/09/2012 100% 845.340,26 70.445,02 9.392,67 79.837,69 

2 206/D/10/2012 

Complemento de módulo de infraestrutra geral 500 kV, arranjo 

disjuntor e meio, referente à instalação do 3° 

banco de autotransformadores 500/230-13,8kV, 3 x 150 MVA 

TOTAL 

RB 2.563/2010 27/09/2012 100% 371.283,54 30.940,30 4.125,37 35.065,67 

1.216.623,80 101.385,32 13.518,04 114.903,36 

ANEXO 5 

Tabela 5.10

1062 - ATE VII - RBNIA 

Cálculo da RBNIA a ser paga em função do novo TL emitido 

Item 

Termo de 

Liberação 


1 204/D/10/2012 


Realocação de 0,6 km da LT 230 kV Cascavel Oeste - 

Foz do Iguaçu Norte na chegada da SE Cascavel Oeste e 

construção do novo pórtico destinado ao 

reencabeçamento da LT. 

TOTAL 

Entrada em 

Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 

RAP - SIGET 

ANEEL 

Ciclo 12/13 

Receita 

Mensal - 

SIGET Ciclo 

12/13 

Retroativo 

Pro rata dia 

referente ao 

mês de 

entrada 

Valor de 

RBNIA a ser 

paga em 

outubro/12 

RB 3238/2011 19/09/2012 100% 53.485,82 4.457,15 1.782,86 6.240,01 

53.485,82 4.457,15 1.782,86 6.240,01 

Observação: 

A Instalação descrita acima, teve a sua RAP extraída do sistema SIGET da ANEEL, pois a mesma não teve a sua RAP estabelecida no anexo V da REH 1313/2012. 

ANEXO 5 

Tabela 5.10

1097 - SERRA DO JAPI (IESJ) - RBL FRONTEIRA 

Cálculo da RBL a ser paga em função do novo TL emitido 

Item 

Termo de 

Liberação 


Instalação 

Tipo 

CCO 

Entrada em 

Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1313/12 

1 161/P/10/2012 

Instalar, na SE Jandira, um autotransformador monofásico 

reserva TRR1 440/138-88 kV – 133,34 MVA. 

RBF 026/2009 26/09/2012 90% 854.421,52 

TOTAL 

854.421,52 


(1) Conforme estabelecido na REH nº 1.313/2012, as instalações descritas acima fazem parte da Rede Básica de Fronteira e, por isso, têm suas receitas provenientes através 

da Tarifa TUST-FR, as quais são pagas pelos agentes distribuidores que estão diretamente conectados. 

(2) A instalação descrita acima contêm pendência não impeditiva própria, conforme apresentado no seu respectivo Termo de Liberação. Portanto, o recebimento de receita é de 

90 % até a emissão do Termo de Liberação Definitivo - TLD. 

ANEXO 5.11

1100 - RBTE - RBL 

Cálculo da RBL a ser paga em função dos novos TL emitidos 

Item 

Termo de 

Liberação 

Provisório 



Entrada em 

Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1.313/12 

Receita 

Mensal - REH 

1.313/12 

Retroativo 

Pro rata dia 

referente ao 

mês de 

entrada 

Desconto de 

do TLP - 


Impeditiva 

Própria 

Valor de 

RBNIA a ser 

paga em 

outubro/12 

1 168/P/10/2012 

2 168/P/10/2012 

Instalar, na SE Rio Branco, um compensador 

estático CE1 – (-20/+55) Mvar, com 

transformador elevador para 230 kV. 

Instalar, na SE Rio Branco, um módulo de 

conexão do compensador estático CE1 – (- 

20/+55) Mvar, com transformador elevador para 

230 kV. 

TOTAL 

RB 022/2009 10/09/2012 90% 3.338.975,37 278.247,95 194.773,57 (47.302,15) 425.719,37 

RB 022/2009 10/09/2012 90% 294.895,74 24.574,65 17.202,26 (4.177,69) 37.599,22 

3.633.871,11 302.822,60 211.975,83 (51.479,84) 463.318,59 

Observação: 

As instalações descritas acima, contêm pendências não impeditivas próprias, conforme apresentado nos seus respectivos Termos de Liberação. Portanto, o recebimento de receita é de 90 % até a emissão do Termo de Liberação 

Definitivo - TLD. 

ANEXO 5 

Tabela 5.12

1103 - PVTE - RBL 


Item 

Termo de 

Liberação 


1 162/P/10/2012 

Instalação Tipo 

Instalar, na SE Coletora Porto Velho, um módulo de 

conexão para o back-to-back BTB1, em 500kV, arranjo 

disjuntor e meio. 

Contrato de 

Concessão 

Entrada em 

Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1.313/12 

Receita 

Mensal - REH 

1.313/12 

Pro rata dia 

referente ao 

mês de 

entrada 

Retroativo 

Mês de 

Setembro/12 

Valor de RBL a 

ser paga em 

Outubro/12 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 470.439,37 39.203,28 5.058,49 39.203,28 83.465,05 

2 162/P/10/2012 

3 162/P/10/2012 

4 163/P/10/2012 

5 163/P/10/2012 

6 163/P/10/2012 

7 164/P/10/2012 

8 164/P/10/2012 

9 164/P/10/2012 

10 164/P/10/2012 

11 164/P/10/2012 

12 164/P/10/2012 

13 164/P/10/2012 

14 164/P/10/2012 

15 165/P/10/2012 

16 165/P/10/2012 

17 166/P/10/2012 

18 166/P/10/2012 

Instalar, na SE Coletora Porto Velho, back-to-back BTB1, 

com pontes de 12 pulsos, de 400 MW, incluindo trafo 

conversor de 3 enrolamentos 500kV (Y/Y e Y/D), trafo 

conversor de 3 enrolamentos 230kV(Y/Y e Y/D), os 

reatores de alisamento, além de um trafo reserva por 

grupo 500kV e 230kV (totalizando 2 trafos) 

compartilhados com mo BTB2. O compensador síncrono, 

assim como os trafos necessários a sua conexão e 

módulo de conexão foram substituídos por uma solução 

integrada ao Back-to-Back. 



barra dupla 4 chaves. 




Instalar, na SE Coletora Porto Velho, back-to-back BTB2, 

com pontes de 12 pulsos, de 400 MW, incluindo trafo 

conversor de 3 enrolamentos 500kV (Y/Y e Y/D), trafo 

conversor de 3 enrolamentos 230kV(Y/Y e Y/D), os 

reatores de alisamento. O BTB2 compartilhará trafos 

reservas do BTB1. O compensador síncrono, assim 

como os trafos necessários a sua conexão e módulo de 

conexão foram substituídos por uma solução integrada 

ao Back-to-Back. 




Instalar, na SE Coletora Porto Velho, grupo de filtros AC 

GF1, em 230 kV, com potência de -XX/XX MVAr. 

Instalar, na SE Coletora Porto Velho, módulo de conexão 

para o Grupo de Filtros AC GF1, em 230 kV, arranjo 



















Este Grupo de Filtros está conectado no barramento de 

500 kV através do módulo de conexão do Grupo de 

Filtros AC GF1, que é do Concessionário da Conversora 

01. 



Este Grupo de Filtros está conectado no barramento de 

500 kV através do módulo de conexão do Grupo de 

Filtros AC GF2, que é do Concessionário da Conversora 

01. 

Instalar, na SE Coletora Porto Velho, um módulo geral 

MG1, em 500 kV, arranjo disjuntor e meio. 

Instalar, na SE Coletora Porto Velho, uma interligação de 

barramentos IB1, em 500 kV, arranjo disjuntor e meio. 

TOTAL 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 19.264.038,72 1.605.336,56 207.140,20 1.605.336,56 3.417.813,32 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 197.144,83 16.428,74 2.119,84 16.428,74 34.977,32 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 470.439,37 39.203,28 5.058,49 39.203,28 83.465,05 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 19.264.038,72 1.605.336,56 207.140,20 1.605.336,56 3.417.813,32 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 197.144,83 16.428,74 2.119,84 16.428,74 34.977,32 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 1.280.674,93 106.722,91 13.770,70 106.722,91 227.216,52 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 171.722,63 14.310,22 1.846,48 14.310,22 30.466,92 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 1.280.674,93 106.722,91 13.770,70 106.722,91 227.216,52 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 171.722,63 14.310,22 1.846,48 14.310,22 30.466,92 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 1.280.674,93 106.722,91 13.770,70 106.722,91 227.216,52 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 171.722,63 14.310,22 1.846,48 14.310,22 30.466,92 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 1.280.674,93 106.722,91 13.770,70 106.722,91 227.216,52 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 171.722,63 14.310,22 1.846,48 14.310,22 30.466,92 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 2.561.348,40 213.445,70 27.541,38 213.445,70 454.432,78 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 2.561.348,40 213.445,70 27.541,38 213.445,70 454.432,78 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 2.939.814,22 244.984,52 31.610,91 244.984,52 521.579,95 

RB 010/2009 28/08/2012 100% 181.261,07 15.105,09 1.949,04 15.105,09 32.159,22 

53.916.608,17 4.493.050,69 579.748,49 4.493.050,69 9.565.849,87 

Obs.: 

(1) Os equipamentos apresentados nos itens 7 ao 14 estão relacionados nas FT encontradas no CSPT da seguinte forma: GF1: FH71; GF2: FH72; GF3: FH73; GF3: FH74. E, para os itens 15 e 16 GF5:FH44 e GF6:FH45. 

(2) Apesar de termos um grupo de filtro no Anexo do CPST FH54, este não foi encontrado no Anexo V da REH nº 1.313/2012, portanto não há receita. 

(3) As intalações descritas acima contêm pendências não impeditivas de terceiros, conforme apresentado nos seus respectivos Termos de Liberação. Embora, seja TL Parcial o recebimento de receita é de 100%, 

conforme REN/Aneel nº 454/2011. 

Pagamento de receita para o MG e o IB em 500 KV a ser estornado numa única parcela na AMSE de outubro/12 

(433.482,68) 

Valor total de receita a ser pago em Outubro/12 

9.132.367,19 

ANEXO 5 

Tabela 5.13

1104 - TSP- RBL 


Item 

Termo de 

Liberação 


Instalação 

Tipo 

CCO 

Data da 

Liberação 

Provisória 

RAP 


Associada ao 

REH 1.313/12 

equipamento 

Receita Mensal - 

REH 1.313/12 

Desconto de 

do TLP - 


Impeditiva 

Própria 

Valor de 

RBNIA a ser 

paga em 

Setembro/12 

1 

Instalar, na SE Itatiba, um banco de 

transformadores monofásicos TR1 500/138-13,8 

kV – 3x133,34 MVA. 

RBF 024/2009 16/10/2012 100% 2.185.468,00 

2 

183/P/10/2012 

Instalar, na SE Itatiba, um módulo de conexão, 

em 500 kV, para o transformador monofásico 

TR1 500/138- 13,8 kV - 3x133,34 MVA, arranjo 


RBF 024/2009 16/10/2012 100% 567.530,51 

3 



TR1 500/138-13,8 kV - 3x133,34 MVA, arranjo 

barra dupla a 4 chaves. 

RBF 024/2009 16/10/2012 100% 170.842,45 

4 

Instalar, na SE Itatiba, um banco de 

transformadores monofásicos TR2 500/138-13,8 

kV – 3x133,34 MVA. 

RBF 024/2009 16/10/2012 100% 2.185.468,00 

5 

184/P/10/2012 





RBF 024/2009 16/10/2012 100% 567.530,51 

6 




barra dupla a 4 chaves. 

RBF 024/2009 16/10/2012 100% 170.842,45 

7 185/P/10/2012 

Instalar, na SE Itatiba, um transformador 

monofásico reserva TRR1 500/138-13,8 kV – 

133,34 MVA. 

RBF 024/2009 16/10/2012 100% 728.488,83 

ANEXO 5 

Tabela 5.14

1104 - TSP- RBL 


Item 

Termo de 

Liberação 


Instalação 

Tipo 

CCO 

Data da 

Liberação 

Provisória 

RAP 


Associada ao 

REH 1.313/12 

equipamento 

Receita Mensal - 

REH 1.313/12 

Desconto de 

do TLP - 


Impeditiva 

Própria 

Valor de 

RBNIA a ser 

paga em 

Setembro/12 

8 

Instalar, na SE Itatiba, um módulo geral MG1, 


RB 024/2009 16/10/2012 100% 1.130.841,89 94.236,82 (4.559,85) 89.676,97 

9 

186/P/10/2012 

Instalar, na SE Itatiba, uma interligação de 


meio. 

RB 024/2009 16/10/2012 100% 544.252,56 45.354,38 (2.194,57) 43.159,81 

10 

Instalar, na SE Itatiba, uma interligação de 


meio. 

RB 024/2009 16/10/2012 100% 544.252,56 45.354,38 (2.194,57) 43.159,81 

TOTAL 

8.795.517,76 184.945,58 (8.948,99) 175.996,59 

Observação: 

(1) As intalações descritas acima contêm pendências não impeditivas de terceiros, conforme apresentado nos seus respectivos Termos de Liberação. Embora, seja TL Parcial o recebimento de receita é de 100%, 

conforme REN/Aneel nº 454/2011. 

(2) O valor de desconto da pendência não impeditiva própria é pro rata dia considerando 15 dias do mês de outubro. 

(3) Conforme estabelecido na REH nº 1.313/2012, as instalações descritas nos itens 1 ao 7 fazem parte da Rede Básica de Fronteira e, por isso, têm suas receitas provenientes através da Tarifa TUSTFR, as quais são 

pagas pelos agentes distribuidores que estão diretamente conectados. 

ANEXO 5 

Tabela 5.14

ANEXO 6 

PARCELA VARIÁVEL 

_________________________________________________________________________________________________________________ 


Concessão 

Contabilização no Mês 

PV DESCONTADA - Apuração: Outubro/2012 

Diferenças de 

Excedente (R$) 

Recontabilização 

Atraso de Entrada em 

Operação 

Total Descontado no Mês 

Total de Eventos Descontos no Mês (R$) (Apurações Anteriores) (R$) (R$) (R$) 

P O C RO D RB RF RB RF RB RF RB RF RB RF TOTAL 

AFLUENTE 1 1 3.138,47 5.016,01 16.120,73 35.377,46 59.652,67 - 59.652,67 

ARARAQUARA 549.776,15 549.776,15 - 549.776,15 

ARTEMIS 1 20.841,21 20.841,21 - 20.841,21 

ATE II 2 49.506,70 49.506,70 - 49.506,70 

ATE III 1 - - - 

ATE V 1 157.924,60 157.924,60 - 157.924,60 

ATE VII 1 379,95 379,95 - 379,95 

CEEE 18 6 4 158.390,39 2.682,49 24.965,12 158.390,39 27.647,61 186.038,00 

CELG-T 1 15 2 1 79.736,04 6.879,82 27.986,94 79.736,04 34.866,76 114.602,80 

CEMIG 24 16 2 2 1 509.077,40 12.416,89 183.805,00 49.639,15 19.943,48 692.882,40 81.999,52 774.881,92 

CHESF 68 14 8 2 11 319.683,25 127.214,11 240.594,64 107.460,25 12.765,86 39.685,06 560.277,89 287.125,28 847.403,17 

CHESF(NATALIII-ST.RITA-ZEBU) 11 - - - 

CHESF(SE SUAPE II e III) 5 - - - 

COPEL 11 5.727,54 2.591,16 25.415,61 17.477,00 33.734,31 17.477,00 51.211,31 

CTEEP 50 6 33.976,90 346.037,76 31.475,14 380.014,66 31.475,14 411.489,80 

ELETRONORTE 25 8 1 106.970,31 128.404,80 (51.224,44) 3.531,17 184.150,67 3.531,17 187.681,84 

ELETRONORTE(LT RG - BALSAS) 1 1 33.351,99 33.351,99 - 33.351,99 

ELETROSUL 23 2 43.428,62 59.160,20 43.428,62 59.160,20 102.588,82 

ELETROSUL(SC ENERGIA) 69.810,84 69.810,84 - 69.810,84 

ELETROSUL (SE MISSÕES) 1 26.456,76 - 26.456,76 26.456,76 

ETES (11.117,30) (11.117,30) - (11.117,30) 

FURNAS 19 16 1 2 1.180.452,80 119.277,38 265.098,10 75.870,03 69.175,40 27.846,85 98.707,59 1.613.433,89 222.994,26 1.836.428,15 

FURNAS(LT IBIÚNA-BATEIAS) 3 1 1 28.375,34 (1.317.707,70) (1.289.332,36) - (1.289.332,36) 

IEMG 1 354.488,76 354.488,76 - 354.488,76 

IENNE 1 3.423,05 3.423,05 - 3.423,05 

IE PINHEIROS 1 6.111,31 - 6.111,31 6.111,31 

IESUL(FORQUILHINHA) 1 35.972,05 47.418,92 35.972,05 47.418,92 83.390,97 

INTESA 2 109.760,80 109.760,80 - 109.760,80 

SE NARANDIBA 28.727,20 37.809,16 28.727,20 37.809,16 66.536,36 

SPTE 2 31.207,02 97.292,90 97.292,90 31.207,02 128.499,92 

STN 1 2.137,77 2.137,77 - 2.137,77 

TAESA-NVT 2 104.701,43 104.701,43 - 104.701,43 

TER 1 57.962,27 57.962,27 - 57.962,27 

TME 1 197.710,01 197.710,01 - 197.710,01 

TSP 4 - - - 

Total 250 95 13 6 44 3.483.740,08 332.245,78 1.026.590,35 232.969,43 (879.871,32) 225.151,76 748.560,45 124.913,14 4.379.019,56 915.280,11 5.294.299,67 

Eventos --> P = programada, O = outros + urgência, C = cancelamento, RO = restrição operativa, D = demais eventos 

ANEXO 6.1

Detalhamento da PV de Fronteira Descontada (R$) - Apuração: Outubro/2012 

TRANSMISSORA 

DISTRIBUIDORA 

1001 1002 1004 1006 1008 1009 1012 1013 1018 1059 1067 1077 1090 1099 

CEEE CELG-T CEMIG CHESF COPEL CTEEP ELETRONORTE ELETROSUL FURNAS SPTE 

ELETROSUL 

(SE MISSÕES) 

IE PINHEIROS 

SE NARANDIBA 

IESUL 

(FORQUILHINHA 

) 

2001 AES-SUL (24.965,12) (24.965,12) 

2002 BANDEIRANTE (2.539) (2.539) 

2003 BRAGANTINA (444,3) (444,3) 

2004 CAIUÁ (716,48) (716,48) 

2007 CEAL (36.461,07) (36.461,07) 

2008 CEB (65.663,6) (65.663,6) 

2009 CEEE D (2.682,49) (2.682,49) 

2011 CELESC (59.160,2) (47.418,92) (106.579,12) 

2012 CELG-D (34.866,76) (34.866,76) 

2013 CELPA (1.620,1) (1.620,1) 

2014 CELPE (97.965,85) (97.965,85) 

2018 CEMAT (1.911,07) (1.911,07) 

2019 CEMIG-D (81.999,52) (7.796,74) (31.207,02) (121.003,28) 

2020 CEPISA (1.259,69) (1.259,69) 

2021 AMPLA (33.535,9) (33.535,9) 

2024 CJE(JAGUARI) (277,99) (277,99) 

2025 COELBA-D (73.092,07) (37.809,16) (110.901,23) 

2026 COELCE (61.128,39) (61.128,39) 

2027 COPEL-D (17.477) (516,35) (17.993,35) 

2028 COSERN (7.089,53) (7.089,53) 

2029 CLPE (CPEE) (263) (263) 

2030 CPFL (4.971,98) (39.799,58) (6.111,31) (50.882,87) 

2031 CSPE (293,24) (293,24) 

2033 ELEKTRO (8.909,77) (8.909,77) 

2035 ELETROPAULO (8.630,48) (8.630,48) 

2036 ENERGISA(ENERGIPE) (6.783,63) (6.783,63) 

2037 ENERSUL (428,46) (428,46) 

2038 ESCELSA-D (27.269,03) (27.269,03) 

2040 LIGHT-D (48.929,41) (48.929,41) 

2041 NACIONAL (368,3) (368,3) 

2042 PIRATININGA (1.877,48) (1.877,48) 

2043 RGE (26.456,76) (26.456,76) 

2044 ENERGISA PARAIBA(SAELPA) (3.345,05) (3.345,05) 

2045 SANTA CRUZ (478,1) (478,1) 

2046 VALE PARANAPANEMA (577,87) (577,87) 

2047 MOCOCA (182,35) (182,35) 

TOTAL 

TOTAL 

(27.647,61) (34.866,76) (81.999,52) (287.125,28) (17.477) (31.475,15) (3.531,17) (59.160,2) (222.994,26) (31.207,02) (26.456,76) (6.111,31) (37.809,16) (47.418,92) (915.280,12) 

ANEXO 6.2

ANEXO 7 

RESSARCIMENTO DEVIDO A SOBRECARGA EM TRANSFORMADORES 

(Neste mês não foi apurado nenhum evento de sobrecarga com perda de vida útil em 

transformadores da Rede Básica) 

_________________________________________________________________________________________________________________ 


ANEXO 8 

RESUMO 

_________________________________________________________________________________________________________________ 


RECEITA FATURADA POR AGENTE DE TRANSMISSÃO 

Receitas de Rede Básica (R$) 

Prestadores de Serviço 

RBSE / RBL 

Retroativo RBL 

RBL TLP Não 

Devido 

RBNI 

RBNI TLP Não 

Devido 

RBNIA 

Retroativo 

RBNIA 

RBNIA TLP 

Não Devido 

Parcela de Ajuste 

do Ciclo Anterior 

0001 ONS 125.000.000,00 

1001 CEEE 76.369.921,72 28.450.472,88 (8.133,72) 144.885,66 18.694,93 -16.358,06 (3.969.661,72) 

1002 CELG 7.827.318,00 1.165.996,52 471.668,69 -8.968,26 (357.613,48) 

1004 CEMIG 107.724.468,00 14.517.528,00 124.711,96 (4.687.989,76) 

1005 CEMIG(SE ITAJUBÁ) 5.550.108,48 (222.928,08) 

1006 CHESF 300.927.191,04 69.038.083,44 658.589,86 15.385,33 -67.397,54 (13.274.597,84) 

1007 AFLUENTE 2.979.891,04 3.732.769,72 (92.678,88) 

1008 COPEL 22.680.349,80 43.406.284,60 (1.753.001,56) 

1009 CTEEP 350.216.149,76 64.928.371,96 (65.380,52) 1.166.143,68 179.038,25 -134.518,19 (16.873.091,20) 

1010 EATE 104.578.953,20 2.003.652,44 (4.281.031,28) 

1011 ECTE 23.536.811,44 (945.389,84) 

1012 ELETRONORTE 215.272.883,60 101.281.193,76 (184.070,71) 39.580,88 -2.528,29 (7.089.693,48) 

1013 ELETROSUL 140.089.205,12 108.424.622,64 25.340,84 (9.097.444,80) 

1014 CESA 1.439.747,68 (100.152,08) 

1015 ETEO 43.565.329,12 (1.749.864,04) 

1016 ETEP 24.282.281,04 (975.332,72) 

1017 EXPANSION 47.501.761,32 1.234.091,56 (1.957.531,36) 

1018 FURNAS 301.326.852,72 171.613.431,52 (165.050,60) 2.518.597,04 -27.092,64 (22.380.929,08) 

1019 FURNAS(LT IBIÚNA-BATEIAS) 69.133.375,76 (2.776.841,36) 

1020 LIGHT 603.803,36 (22.566,48) 

1021 TAESA-NVT 128.757.178,12 (5.171.706,32) 

1022 TAESA-TSN 117.110.111,60 3.343.824,08 (4.774.983,76) 

1023 TAESA-GTESA 2.203.355,32 (88.500,92) 

1024 COPEL(LT BATEIAS-JAGUARIAÍVA) 4.811.449,88 (193.258,80) 

1025 NTE 37.924.643,56 (1.523.292,84) 

1026 STE 19.738.008,56 498.741,12 (812.144,04) 

1027 ETIM 20.082.276,16 (805.240,64) 

1028 ERTE 9.855.841,24 2.663.203,28 -190.862,91 (395.527,40) 

1029 TSN(PATESA) 5.291.775,40 (212.365,64) 

1030 CTEEP(LT BOTUCATU-CHAVANTES) 5.534.523,00 (222.302,08) 

1031 CPTE 21.298.688,28 (854.743,36) 

1032 ENTE 55.771.349,72 (2.238.171,28) 

1033 CEEE (P. MÉDICI-PELOTAS 3) 6.129.477,88 (245.983,72) 

1034 ETAU 9.425.281,60 49.768,04 (380.249,32) 

1035 AETE 11.748.292,84 (471.473,88) 

ANEXO 8 

Tabela 8.1




RBSE / RBL 


RBL TLP Não 

Devido 

RBNI 

RBNI TLP Não 

Devido 

RBNIA 

Retroativo 

RBNIA 

RBNIA TLP 

Não Devido 



1036 ATE 36.911.168,88 (1.810.860,08) 

1037 MUNIRAH 9.038.667,64 (362.713,24) 

1038 ARTEMIS 23.914.368,72 (959.661,16) 

1039 TRANSLESTE 10.108.793,80 (428.195,16) 

1040 STN 44.623.565,44 (1.790.799,68) 

1041 VCTE 18.507.830,80 (742.701,88) 

1042 PPTE 22.338.419,08 330.958,32 (910.008,68) 

1043 UIRAPURU 7.698.564,36 (308.953,16) 

1044 ELETROSUL (SC ENERGIA) 21.135.190,36 7.712.253,40 (6.290,28) 19.807,70 (1.104.836,96) 

1045 ITE 52.970.670,56 (2.125.663,24) 

1046 ATE II 56.185.818,12 (2.254.682,88) 

1047 TRANSUDESTE 6.265.526,08 (251.440,68) 

1048 TRANSIRAPÉ 4.313.960,88 (173.124,72) 

1049 LUMITRANS 6.594.463,28 (264.644,16) 

1050 STC 6.648.302,36 (264.842,28) 

1051 SMTE 29.552.265,48 (1.177.235,60) 

1052 ATE III 25.960.982,72 573,04 830.809,14 119.402,14 -83.530,80 (1.034.203,68) 

1053 RS ENERGIA 10.074.668,96 (401.329,24) 

1054 INTESA 31.350.976,68 (1.248.888,52) 

1055 CHESF(TAUÁ-MILAGRES) 2.981.368,12 275.477,60 (129.846,04) 

1056 ETES 2.079.084,36 23.285,52 (88.198,72) 

1057 IEMG 4.720.236,48 (197.871,32) 

1058 TRIÂNGULO 26.481.987,00 (1.054.928,72) 

1059 SPTE 6.384.411,56 1.018.516,80 (460.028,24) 

1060 RPTE 8.097.336,08 (339.890,88) 

1061 PCTE 10.251.980,76 (430.472,36) 

1062 ATE VII 2.323.398,76 15.294,32 4.457,15 1.782,86 1.025.969,00 

1063 COPEL(LT BATEIAS-PILARZINHO) 292.998,88 (11.671,84) 

1064 CHESF(LT MILAGRES-COREMAS) 1.923.055,76 (77.169,92) 

1065 JTE 6.959.999,32 (998.573,00) 

1066 BRASNORTE 5.957.524,40 742.657,28 (261.421,96) 

1067 ELETROSUL(SE MISSÕES) 694.501,84 (27.666,00) 

1068 COQUEIROS 1.923.144,12 (76.609,88) 

1069 ELETROSUL(LT P.MEDICI-S.CRUZ 1) 1.695.588,40 (67.545,00) 

1070 ATE VI 3.945.559,00 (145.575,04) 

ANEXO 8 

Tabela 8.1




RBSE / RBL 


RBL TLP Não 

Devido 

RBNI 

RBNI TLP Não 

Devido 

RBNIA 

Retroativo 

RBNIA 

RBNIA TLP 

Não Devido 



1071 CENTROESTE DE MINAS 4.310.499,92 (172.985,00) 

1072 ATE IV 5.115.887,48 307.040,28 

1073 ATE V 3.692.119,00 950.004,96 

1074 CHESF(PICOS-TAUÁ) 1.200.872,32 (238.684,44) 

1075 FURNAS (LT MACAÉ-CAMPOS) 4.677.750,96 (472.147,32) 

1076 ELETRONORTE(SLUISII-SLUISIII) 717.242,36 37.479,28 (32.733,36) 

1077 IE PINHEIROS 2.323.325,40 (118.173,12) 

1078 PEDRAS 655.249,00 (26.102,36) 

1079 IRACEMA 6.061.243,24 (241.454,24) 

1080 ELETRONORTE(SE MIRANDA II) 2.613.970,32 (104.129,52) 

1081 IESUL 1.009.660,96 (34.575,08) 

1082 BRILHANTE 4.549.371,50 119.562,41 318.349,68 

1083 IENNE 12.750.958,00 1.213.533,56 

1084 EBTE 10.212.094,08 176.981,12 (922.224,16) 

1085 TER 915.192,88 (32.362,60) 

1087 CIEN(GARABI I) 47.132.486,40 (1.903.448,60) 

1088 CIEN(GARABI II) 45.626.492,80 (1.837.045,92) 

1089 ITATIM 11.056.030,48 1.064.240,20 

1090 SE NARANDIBA 630.094,08 80.496,52 

1091 COPEL (LT FOZ - CASCAVEL OESTE) 2.839.268,08 (37.505,44) 

1092 ETEM 3.348.532,36 (43.208,64) 

1093 IEP (LT INTER-PIRATININGA2) 1.052.082,00 -12.976,16 

1094 TME 11.129.230,56 -129.679,20 

1095 ELETRONORTE - LT R. G. - BALSAS 2.139.345,16 -30.335,76 

1096 CATXERE 14.677.535,68 -119.670,20 

1097 SERRA DO JAPI (IESJ) 1.995.864,72 -199.586,48 -13.336,20 

1098 CHESF(LT JARDIM-PENEDO) 

1099 IESUL(FORQUILHINHA) 601.854,74 239.612,58 221.178,60 

1100 RBTE 455.177,72 -56.148,79 100.280,88 

1101 ENCRUZO NOVO 2.732.576,81 

1102 ARARAQUARA 4.492.202,79 

1103 PVTE 5.171.389,31 4.952.125,93 

1104 TSP 369.891,16 -27.443,55 

1105 CHESF(NATALIII-ST.RITA-ZEBU) 676.326,85 93.259,53 -76.958,63 

1106 CHESF(SE SUAPE II e III) 329.348,89 -32.934,89 

1107 CHESF (LT IBICOARA-BRUMADO II) 451.915,73 583.117,08 -103.503,28 

TOTAL 

########## 5.987.677,53 (496.575,62) 625.462.056,64 (428.925,83) 8.647.988,18 334.303,51 (511.448,99) (134.222.220,60) 

ANEXO 8 

Tabela 8.1




Parcela Variável 

Rede Básica 

Antecipação de 

Receita 

Rede Básica de Fronteira (R$) 

Receita de 

Fronteira 

Parcela Variável da 


Receita de Enc. Setoriais (R$) 

CCC e CDE 

Proinfa 

TOTAL Fatura Mês 

(R$) 

0001 ONS 125.000.000,00 

1001 CEEE -997.887,37 4.071.109,61 -124.900,15 11.980.767,71 3.388.762,14 115.338.011,91 

1002 CELG -125.976,45 349.290,51 -40.669,97 2.232.311,06 626.622,13 11.782.365,27 

1004 CEMIG -2.239.733,83 4.747.745,57 -357.678,09 32.786.258,14 9.226.487,93 157.153.808,16 

1005 CEMIG(SE ITAJUBÁ) 215.560,15 5.319.812,47 

1006 CHESF -2.808.886,97 14.369.047,07 -356.083,33 30.700.831,34 15.072.544,94 401.000.109,50 

1007 AFLUENTE -379.098,60 260.712,41 893.941,89 442.188,90 7.745.047,60 

1008 COPEL -181.538,35 2.566.732,68 -87.868,20 5.847.700,20 1.682.925,85 72.408.583,46 

1009 CTEEP -808.799,14 16.123.759,67 -449.528,68 19.206.358,05 6.422.127,29 423.037.539,73 

1010 EATE -560.886,66 4.139.551,96 101.599.208,38 

1011 ECTE 914.144,03 22.560.175,79 

1012 ELETRONORTE -759.021,27 12.294.614,52 2.112,79 58.225.980,92 27.908.403,69 400.248.205,34 

1013 ELETROSUL -102.588,82 9.652.005,57 239.893.695,75 

1014 CESA 55.918,23 1.295.361,75 

1015 ETEO 1.692.029,79 41.757.630,83 

1016 ETEP 943.097,26 23.274.712,86 

1017 EXPANSION 1.892.847,28 46.713.637,44 

1018 FURNAS -5.088.642,16 18.368.483,95 -605.789,14 21.243.638,14 6.014.902,00 470.437.472,67 

1019 FURNAS(LT IBIÚNA-BATEIAS) 938.710,86 2.685.064,79 67.203.468,69 

1020 LIGHT 23.451,06 582.121,46 

1021 TAESA-NVT -360.482,29 5.000.788,13 123.054.071,32 

1022 TAESA-TSN -310.326,21 4.678.299,26 115.271.941,21 

1023 TAESA-GTESA 85.575,92 2.111.929,40 

1024 COPEL(LT BATEIAS-JAGUARIAÍVA) 186.871,46 4.611.803,74 

1025 NTE 1.472.951,73 36.351.009,61 

1026 STE -7.823,67 785.973,25 19.390.611,18 

1027 ETIM 779.973,67 19.251.768,55 

1028 ERTE 382.790,11 11.919.916,92 

1029 TSN(PATESA) 205.526,77 5.072.570,89 

1030 CTEEP(LT BOTUCATU-CHAVANTES) 214.954,82 5.304.873,66 

1031 CPTE 827.217,79 20.416.419,35 

1032 ENTE -3.024,23 2.166.098,29 53.458.081,22 

1033 CEEE (P. MÉDICI-PELOTAS 3) 238.062,23 5.875.572,67 

1034 ETAU 368.000,57 9.082.551,57 

1035 AETE 456.290,85 11.261.635,93 

ANEXO 8 

Tabela 8.1





Rede Básica 


Receita 


Receita de 

Fronteira 




CCC e CDE 

Proinfa 


(R$) 

1036 ATE 1.433.589,47 34.723.038,19 

1037 MUNIRAH 351.051,98 8.664.293,14 

1038 ARTEMIS -20.841,21 928.807,96 22.903.013,15 

1039 TRANSLESTE 392.614,50 9.645.017,98 

1040 STN -698.628,52 1.733.130,53 42.076.468,09 

1041 VCTE 718.823,93 17.741.250,97 

1042 PPTE 880.453,85 21.729.813,89 

1043 UIRAPURU 299.003,83 7.379.661,87 

1044 ELETROSUL (SC ENERGIA) -263.089,13 1.120.403,21 27.508.601,34 

1045 ITE -57.324,68 2.057.322,97 50.719.342,37 

1046 ATE II -2.410.003,23 2.182.195,79 51.448.644,92 

1047 TRANSUDESTE -156.495,75 243.346,19 5.849.495,16 

1048 TRANSIRAPÉ 167.549,53 -26.244,60 4.109.016,37 

1049 LUMITRANS 256.121,74 6.321.296,70 

1050 STC 258.212,79 6.376.830,59 

1051 SMTE 1.147.777,71 6.478.503,34 1.837.200,02 36.661.275,35 

1052 ATE III 1.008.318,47 25.768.147,35 

1053 RS ENERGIA 391.289,14 9.663.299,62 

1054 INTESA -154.036,43 1.217.637,68 29.916.800,89 

1055 CHESF(TAUÁ-MILAGRES) 126.492,33 3.123.645,97 

1056 ETES 11.117,30 81.653,75 2.018.743,49 

1057 IEMG -354.488,76 183.328,83 4.153.333,91 

1058 TRIÂNGULO 1.028.531,45 25.400.661,01 

1059 SPTE -256.253,73 287.521,64 6.514.139,79 

1060 RPTE 314.491,70 7.732.046,02 

1061 PCTE -12.444,64 398.175,74 9.776.767,14 

1062 ATE VII -379,95 90.832,28 4.487.323,42 

1063 COPEL(LT BATEIAS-PILARZINHO) 11.379,76 281.034,96 

1064 CHESF(LT MILAGRES-COREMAS) 74.689,38 1.843.405,30 

1065 JTE -87.841,18 270.318,77 5.145.330,91 

1066 BRASNORTE -528,56 260.227,74 -762,75 6.436.274,19 

1067 ELETROSUL(SE MISSÕES) -124.522,58 26.973,68 541.620,94 

1068 COQUEIROS -11.126,41 74.692,82 9.905,65 2.584,15 1.845.980,57 

1069 ELETROSUL(LT P.MEDICI-S.CRUZ 1) 65.854,81 1.626.353,21 

1070 ATE VI -8.159,51 153.241,21 3.799.490,62 

ANEXO 8 

Tabela 8.1





Rede Básica 


Receita 


Receita de 

Fronteira 




CCC e CDE 

Proinfa 


(R$) 

1071 CENTROESTE DE MINAS 167.415,10 4.304.930,02 

1072 ATE IV 198.695,48 5.621.623,24 

1073 ATE V (168.891,59) 143.397,87 -10.674,76 4.605.955,48 

1074 CHESF(PICOS-TAUÁ) 46.640,57 1.008.828,45 

1075 FURNAS (LT MACAÉ-CAMPOS) (281.505,38) 181.678,73 4.105.776,99 

1076 ELETRONORTE(SLUISII-SLUISIII) 29.312,56 -1.528,49 749.772,35 

1077 IE PINHEIROS (22.405,75) 90.235,41 2.272.981,94 

1078 PEDRAS 25.449,15 654.595,79 

1079 IRACEMA 235.412,06 6.055.201,06 

1080 ELETRONORTE(SE MIRANDA II) (8.208,98) 101.523,75 108.829,61 54.555,88 2.766.541,06 

1081 IESUL 39.214,12 1.014.300,00 

1082 BRILHANTE 176.015,57 35.483,10 8.898,34 5.207.680,60 

1083 IENNE (12.185,42) 495.233,29 14.447.539,43 

1084 EBTE (11.113,69) 403.500,33 -5.978,76 9.853.258,92 

1085 TER (57.962,27) 35.545,09 697,65 176,11 861.286,86 

1087 CIEN(GARABI I) 1.830.574,27 47.059.612,07 

1088 CIEN(GARABI II) 1.772.083,13 45.561.530,01 

1089 ITATIM 429.404,15 14.680,25 12.564.355,08 

1090 SE NARANDIBA (95.263,56) 24.472,17 -104.345,52 535.453,69 

1091 COPEL (LT FOZ - CASCAVEL OESTE) 110.274,08 2.912.036,72 

1092 ETEM 130.053,34 3.435.377,06 

1093 IEP (LT INTER-PIRATININGA2) 40.861,73 1.079.967,57 

1094 TME -533.484,33 432.247,15 10.898.314,18 

1095 ELETRONORTE - LT R. G. - BALSAS -224.385,19 83.089,83 1.967.714,04 

1096 CATXERE 570.059,45 15.127.924,93 

1097 SERRA DO JAPI (IESJ) 77.517,20 1.860.459,24 

1098 CHESF(LT JARDIM-PENEDO) -7.610,51 (7.610,51) 

1099 IESUL(FORQUILHINHA) -155.335,07 23.126,02 -96.399,18 834.037,69 

1100 RBTE 15.811,72 515.121,53 

1101 ENCRUZO NOVO 106.151,89 2.838.728,70 

1102 ARARAQUARA -549.776,15 175.443,61 4.117.870,25 

1103 PVTE -4.591,51 190.046,98 10.308.970,71 

1104 TSP 14.197,25 356.644,86 

1105 CHESF(NATALIII-ST.RITA-ZEBU) 25.786,91 718.414,66 

1106 CHESF(SE SUAPE II e III) 10.761,14 53.266,49 360.441,63 

1107 CHESF (LT IBICOARA-BRUMADO II) 14.765,87 289.964,43 1.236.259,83 

TOTAL 

(20.526.161,02) 141.896.595,09 343.230,92 (2.273.949,34) 189.765.887,05 72.688.379,37 3.908.529.081,80 

ANEXO 8 

Tabela 8.1

RESUMO GERAL POR TRANSMISSORA 

RECEITA PROVENIENTE DO USO DA TRANSMISSÃO 

RECEITAS - REDE BÁSICA (R$) julho-12 agosto-12 setembro-12 outubro-12 Total Ciclo 12/13 

Concessões Não Licitadas - RBSE 381.504.508,54 381.504.508,54 381.504.508,54 381.504.508,54 1.526.018.034,16 

Concessões Licitadas 372.086.586,80 374.201.626,49 376.082.250,71 385.972.567,36 1.508.343.031,36 

Instalações Autorizadas (em Operação no ciclo 

anterior) - RBNI 

Instalações Autorizadas (entrada em operação no 

ciclo vigente) - RBNIA 

156.258.078,23 156.258.078,23 156.258.650,79 156.258.323,56 625.033.130,81 

1.384.271,99 1.690.257,60 2.469.396,51 2.926.916,60 8.470.842,70 

Outras 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 

Parcela de Ajuste Ciclo Anterior - PA -33.555.555,15 -33.555.555,15 -33.555.555,15 -33.555.555,15 -134.222.220,60 

Antecipação de Receita 34.459.562,38 37.145.208,46 40.282.152,34 30.024.193,07 141.911.116,25 

Receita do ONS Modulada 30.000.000,00 27.000.000,00 28.000.000,00 40.000.000,00 125.000.000,00 

Parcela Variável da Rede Básica -6.727.073,22 -5.860.211,91 -2.644.576,23 -5.294.299,66 -20.526.161,02 

TOTAL USO - REDE BÁSICA 935.410.379,57 938.383.912,26 948.396.827,51 957.836.654,32 3.780.027.773,66 

RECEITAS - REDE DE FRONTEIRA (R$) julho-12 agosto-12 setembro-12 outubro-12 Total Ciclo 12/13 

Receita de Fronteira 136.095.585,31 138.226.913,10 137.819.520,13 139.219.163,94 551.361.182,48 

Parcela de Ajuste de Rede de Fronteira 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 

Adicional Ressarc. Sobrecarga - R.Fronteira 0,00 0,00 348.442,41 0,00 348.442,41 

Parcela Variável de Rede de Fronteira -842.137,45 -803.733,91 -628.077,98 0,00 -2.273.949,34 

TOTAL USO - REDE FRONTEIRA 135.253.447,86 137.423.179,19 137.539.884,56 139.219.163,94 549.435.675,55 

TOTAL USO DA TRANSMISSÃO (R$) 1.070.663.827,43 1.075.807.091,45 1.085.936.712,07 1.097.055.818,26 4.329.463.449,21 

RECEITA PROVENIENTE DOS ENCARGOS SETORIAIS 

RECEITA ENCARGOS SETORIAIS (R$) julho-12 agosto-12 setembro-12 outubro-12 Total Ciclo 12/13 

CCC + CDE 64.227.510,52 44.009.746,87 42.842.696,96 38.685.932,70 189.765.887,05 

Proinfa 18.363.501,52 19.010.498,27 18.725.653,94 16.588.725,64 72.688.379,37 

TOTAL ENCARGOS SETORIAIS 82.591.012,04 63.020.245,14 61.568.350,90 55.274.658,34 262.454.266,42 

RECEITA TOTAL RECEBIDA - 

CONCESSIONÁRIAS E ONS (R$) 

1.153.254.839,47 1.138.827.336,59 1.147.505.062,97 1.152.330.476,60 4.591.917.715,63 

ANEXO 8 

Tabela 8.2

ANEXO 9 

BALANÇO FINAL 

_________________________________________________________________________________________________________________ 


ANEXO 10 

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA 

_________________________________________________________________________________________________________________ 


ANEXO 10.1

ANEXO 10.1

ANEXO 10.1

ANEXO 10.1

ANEXO 10.2

ANEXO 11 

AÇÕES JUDICIAIS EM ANDAMENTO 

_________________________________________________________________________________________________________________ 


AÇÕES JUDICIAIS 

(Situação em 30/10/12) 

Parte adversa ONS Tipo de ação 

Data do 

ajuizamento 

Data do último 

andamento 

Resumo 

CANDEIAS 

Réu 

Mandado de 

Segurança - Cível c/ 

pedido liminar 

29/07/2010 04/11/2011 

Trata-se de mandado de segurança apresentado CANDEIAS contra ato do 

DAT em 19/04/2011 por meio do qual pretende suspender a cobrança da 

última parcela do Aviso de Débito nº 19255, vincenda em 05/08/2010, e 

efetuar o cálculo da mesma levando em consideração o valor do EUST de 

abril de 2010 de forma proporcional, a partir do dia 23 daquele mês, data da 

conexão de CANDEIAS à rede de transmissão de energia. A liminar foi 

deferida em parte, determinando a apuração e pagamento do EUST somente 

a partir do dia 23/04/2010. O ONS agravou da decisão que deferiu a liminar, 

por meio do qual o TRF deferiu o efeito suspensivo em 02/09/2010, 

determinando o depósito judicial do valor controverso. Desde 04/11/2011, 

aguarda decisão. 

EPASA 

Réu 

Mandado de 



13/05/2011 18/07/2012 

Trata-se de Mandado de Segurança impetrado pela EPASA por meio do qual 

requer que o ONS suspenda e se abstenha de efetuar a cobrança dos EUST 

dos meses anteriores a Dez/2010 em relação à UTE TERMONORDESTE e 

Jan/2011 em relação a UTE TERMOPARAÍBA. A liminar foi deferida 

parcialmente em 02/06/2011 para que o ONS se abstenha de cobrar os 

EUST até o pronunciamento definitivo da ANEEL. A Diretoria da ANEEL 

(Processo nº 48500.001697/2011-92) negou o pedido formulado pela EPASA 

de postergação do início de pagamento dos EUST gerados pelo CUST nº 

34/2010 para a partir da data efetiva da entrada em operação comercial das 

citadas UTE´s. Posteriormente, em 15/06/2011, liminar foi modificada, a 

pedido do ONS, para determinar o depósito judicial do valor controverso, sob 

pena de revogação da liminar. Em 30/06/2011, o juiz autorizou a substituição 

do depósito judicial para fiança bancária, desde que por prazo indeterminado. 

Em 25/04/12, foi publicado o Despacho do Diretor-Geral da ANEEL nº 

1.159/12, o qual deu provimento ao pedido de reconsideração da EPASA, 

postergando a data de inicio de execução do CUST nº 34/2010, para as 

datas requeridas pela EPASA. Em razão disto, foi prolatada sentença 

extinguindo o processo sem julgamento do mérito. O processo aguarda o 

trânsito em julgado. 

CELPA Outro Recuperação Judicial 28/02/2012 01/09/2012 

Trata-se de ação de recuperação judicial proposta pela CELPA em 

02/04/2012. O edital de habilitação dos credores foi publicado em 08/03. O 

ONS apresentou a sua divergência quanto ao seu crédito. No plano de 

recuperação apresentado, há uma divergência de valor (a menor) no crédito 

apresentado pelo ONS. O ONS manifestou-se sobre a diferença apresentada, 

sendo o crédito reconhecido integralmente pelo administrador judicial 

(20/06/2012), no valor total de R$ 315 mil. A Assembléia dos credores (3ª 

Convocação) será realizada no dia 21/08/2012. O plano de recuperação foi 

aprovado pelos credores no dia 01/09/2012. Contudo, ainda falta aprovação 

da ANEEL em relação a proposta de aquisição dos ativos pela Equatorial, 

cuja reunião foi mais uma vez adiada (31/08/2012). 

CBA 

Réu 

Ordinário c/ 

antecipação de tutela 

19/03/2010 28/02/2011 

A CBA pretende a redução do MUST contratado, fixando-os nos patamares 

definidos no Termo Aditivo nº 05, com a declaração de ineficácia do MUST 

definido no Termo Aditivo nº 06, ou, alternativamente, compelindo o ONS e a 

ANEEL a celebrarem novo aditivo contratual. Em 25/02/2010, o pedido de 

tutela antecipada foi indeferido, o qual foi recorrido pela CBA, o que foi 

concedido pelo Tribunal para " para autorizar o depósito dos valores 

referentes aos Montantes de Uso acrescidos pelo 6º Termo Aditivo ao CUST 

nº 64/2002, os quais ficarão à disposição do juízo de primeiro grau, até o 

julgamento da ação principal ou até que sobrevenha decisão deste relator 

dispondo de modo contrário, se for o caso" . O processo aguarda o 

proferimento de sentença. 

CORUMBÁ 

Réu 

Mandado de 



05/02/2007 17/08/2012 

O Autor requer a suspensão da exigibilidade da TUST, de forma a não ser 

obrigada a pagar os respectivos valores, requerendo a aplicação do sinal 

locacional tendo como paradigma UTE Itiquira, assim como para determinar 

que o ONS se abstenha de praticar quaisquer atos tendentes à execução 

das garantias de pagamento da referida tarifa até o trânsito em julgado dessa 

ação. Liminar deferindo o depósito em 26/03/2007. Sentença julgando o 

pedido procedente em 12/12/2007. Aguardando julgamento da apelações 

interpostas pela ANEEL e pelo ONS. Em 17/08/2012, suscitado conflito 

negativo de competência pela 8ª turma, que entende ser o feito de 

competênica da 4ª Seção. Tal questão será definida pelo órgão especial do 

Tribunal, antes da discussão do mérito. 

ESPORA 

Réu 

Mandado de 



23/03/2007 26/02/2009 

A ESPORA requer que seja declarada a ilegalidade da TUST prevista no 

CUST nº 046/05, eis que está conectada na rede de distribuição da CELG. 

Liminar deferida. em 11/05/2007. Em 14/03/2008, foi proferida sentença 

reconhecendo a decadência da via eleita (mandado de segurança) e 

revogando a liminar concedida. Aguardando julgamento de apelação 

interposta pela ESPORA. 

GERDAU 

Réu 

Ordinário c/ 


17/07/2009 08/10/2012 

A GERDAU pretende revisar o CUST nº 25/2003, adequando o MUST no 

horário de ponta, para que o EUST sejam calculados com base em 18 MW 

desde Janeiro de 2009, com a formalização do respectivo aditivo. Em 

27/09/09, foi deferida liminar "para determinar o depósito em juízo dos 

montantes correspondentes aos valores das faturas, a partir do corrente mês 

em diante, até a decisão em contrário, com suspensão dos efeitos da 

mora" . Em 28/04/2010, foi indefirido o pedido de substituição dos depósitos 

por carta fiança. A partir de JAN/2012, com a assinatura do Termo Aditivo nº 

07, a GERDAU retomou os pagamentos integrais. A discussão está restrita 

ao período de JAN/2009 a DEZ/2011. Em 08/10/2012, peticionamos para 

apresentar prova documental suplementar, o Aditivo nº 07 ao CUST, para 

ratificar o entendimento de improcedência do pedido autoral. 

PONTE DE PEDRA 

Réu 

Ação declaratória de 

nulidade c/c repetição 

de indébito com pedido 

de tutela antecipada 

02/06/2006 16/03/2012 

No mandado de segurança interposto pela PONTE DE PEDRA 

ENERGETICA S/A em face do ONS e transmissoras, o autor requer a 

declaração da nulidade do art. 4º, II, da Resolução nº 117/04 e a condenação 

das concessionárias de transmissão a devolverem a diferença paga 

indevidamente a título de EUST desde 01/07/2005, calculado com base no 

valor da TUST fixada para UHE Itiquira. A liminar foi deferida parcialmente em 

09/06/2006 para depositar em juízo as parcelas vincendas. Posteriormente, 

por meio de recurso, em 19/01/07, foi permitida a substituição do depósito 

por carta de fiança bancária. No momento está aguardando sentença. 

ANEXO 11

AÇÕES JUDICIAIS 

(SITUAÇÃO EM 28/09/12) 

Parte adversa ONS Tipo de ação 

Data do 

ajuizamento 

Data do último 

andamento 

Resumo 

CANDEIAS 

Réu 

Mandado de 



29/07/2010 04/11/2011 

Trata-se de mandado de segurança apresentado CANDEIAS contra ato do 

DAT em 19/04/2011 por meio do qual pretende suspender a cobrança da 

última parcela do Aviso de Débito nº 19255, vincenda em 05/08/2010, e 

efetuar o cálculo da mesma levando em consideração o valor do EUST de 

abril de 2010 de forma proporcional, a partir do dia 23 daquele mês, data da 

conexão de CANDEIAS à rede de transmissão de energia. A liminar foi 

deferida em parte, determinando a apuração e pagamento do EUST somente 

a partir do dia 23/04/2010. O ONS agravou da decisão que deferiu a liminar, 

por meio do qual o TRF deferiu o efeito suspensivo em 02/09/2010, 

determinando o depósito judicial do valor controverso. Desde 04/11/2011, 

aguarda decisão. 

EPASA 

Réu 

Mandado de 



13/05/2011 18/07/2012 

Trata-se de Mandado de Segurança impetrado pela EPASA por meio do qual 

requer que o ONS suspenda e se abstenha de efetuar a cobrança dos EUST 

dos meses anteriores a Dez/2010 em relação à UTE TERMONORDESTE e 

Jan/2011 em relação a UTE TERMOPARAÍBA. A liminar foi deferida 

parcialmente em 02/06/2011 para que o ONS se abstenha de cobrar os EUST 

até o pronunciamento definitivo da ANEEL. A Diretoria da ANEEL (Processo 

nº 48500.001697/2011-92) negou o pedido formulado pela EPASA de 

postergação do início de pagamento dos EUST gerados pelo CUST nº 

34/2010 para a partir da data efetiva da entrada em operação comercial das 

citadas UTE´s. Posteriormente, em 15/06/2011, liminar foi modificada, a 

pedido do ONS, para determinar o depósito judicial do valor controverso, sob 

pena de revogação da liminar. Em 30/06/2011, o juiz autorizou a substituição 

do depósito judicial para fiança bancária, desde que por prazo indeterminado. 

Em 25/04/12, foi publicado o Despacho do Diretor-Geral da ANEEL nº 

1.159/12, o qual deu provimento ao pedido de reconsideração da EPASA, 

postergando a data de inicio de execução do CUST nº 34/2010, para as datas requeridas pela EPASA. 

CELPA Outro Recuperação Judicial 28/02/2012 01/09/2012 

Trata-se de ação de recuperação judicial proposta pela CELPA em 

02/04/2012. O edital de habilitação dos credores foi publicado em 08/03. O 

ONS apresentou a sua divergência quanto ao seu crédito. No plano de 

recuperação apresentado, há uma divergência de valor (a menor) no crédito 

apresentado pelo ONS. O ONS manifestou-se sobre a diferença apresentada, 

sendo o crédito reconhecido integralmente pelo administrador judicial 

(20/06/2012), no valor total de R$ 315 mil. A Assembléia dos credores (3ª 

Convocação) será realizada no dia 21/08/2012. O plano de recuperação foi 

aprovado pelos credores no dia 01/09/2012. Contudo, ainda falta aprovação 

da ANEEL em relação a proposta de aquisição dos ativos pela Equatorial, cuja 

reunião foi mais uma vez adiada (31/08/2012). 

CBA 

Réu 

Ordinário c/ 


19/03/2010 28/02/2011 

A CBA pretende a redução do MUST contratado, fixando-os nos patamares 

definidos no Termo Aditivo nº 05, com a declaração de ineficácia do MUST 

definido no Termo Aditivo nº 06, ou, alternativamente, compelindo o ONS e a 

ANEEL a celebrarem novo aditivo contratual. Em 25/02/2010, o pedido de 

tutela antecipada foi indeferido, o qual foi recorrido pela CBA, o que foi 

concedido pelo Tribunal para " para autorizar o depósito dos valores 

referentes aos Montantes de Uso acrescidos pelo 6º Termo Aditivo ao CUST 

nº 64/2002, os quais ficarão à disposição do juízo de primeiro grau, até o 

julgamento da ação principal ou até que sobrevenha decisão deste relator 

dispondo de modo contrário, se for o caso" . O processo aguarda o 

proferimento de sentença. 

CORUMBÁ 

Réu 

Mandado de 



05/02/2007 17/08/2012 

O Autor requer a suspensão da exigibilidade da TUST, de forma a não ser 

obrigada a pagar os respectivos valores, requerendo a aplicação do sinal 

locacional tendo como paradigma UTE Itiquira, assim como para determinar 

que o ONS se abstenha de praticar quaisquer atos tendentes à execução das 

garantias de pagamento da referida tarifa até o trânsito em julgado dessa 

ação. Liminar deferindo o depósito em 26/03/2007. Sentença julgando o 

pedido procedente em 12/12/2007. Aguardando julgamento da apelações 

interpostas pela ANEEL e pelo ONS. Em 17/08/2012, suscitado conflito 

negativo de competência pela 8ª turma, que entende ser o feito de 

competênica da 4ª Seção. Tal questão será definida pelo órgão especial do 

Tribunal, antes da discussão do mérito. 

ESPORA 

Réu 

Mandado de 



23/03/2007 26/02/2009 

A ESPORA requer que seja declarada a ilegalidade da TUST prevista no 

CUST nº 046/05, eis que está conectada na rede de distribuição da CELG. 

Liminar deferida. em 11/05/2007. Em 14/03/2008, foi proferida sentença 

reconhecendo a decadência da via eleita (mandado de segurança) e 

revogando a liminar concedida. Aguardando julgamento de apelação 

interposta pela ESPORA. 

GERDAU 

Réu 

Ordinário c/ 


17/07/2009 08/10/2012 

A GERDAU pretende revisar o CUST nº 25/2003, adequando o MUST no 

horário de ponta, para que o EUST sejam calculados com base em 18 MW 

desde Janeiro de 2009, com a formalização do respectivo aditivo. Em 

27/09/09, foi deferida liminar "para determinar o depósito em juízo dos 

montantes correspondentes aos valores das faturas, a partir do corrente mês 

em diante, até a decisão em contrário, com suspensão dos efeitos da mora" . 

Em 28/04/2010, foi indefirido o pedido de substituição dos depósitos por carta 

fiança. A partir de JAN/2012, com a assinatura do Termo Aditivo nº 07, a 

GERDAU retomou os pagamentos integrais. A discussão está restrita ao 

período de JAN/2009 a DEZ/2011. Em 08/10/2012, peticionamos para 

apresentar prova documental suplementar, o Aditivo nº 07 ao CUST, para 

ratificar o entendimento de improcedência do pedido autoral. 

PONTE DE PEDRA 

Réu 

Ação declaratória de 

nulidade c/c repetição 

de indébito com pedido 

de tutela antecipada 

02/06/2006 16/03/2012 

No mandado de segurança interposto pela PONTE DE PEDRA ENERGETICA 

S/A em face do ONS e transmissoras, o autor requer a declaração da nulidade 

do art. 4º, II, da Resolução nº 117/04 e a condenação das concessionárias de 

transmissão a devolverem a diferença paga indevidamente a título de EUST 

desde 01/07/2005, calculado com base no valor da TUST fixada para UHE 

Itiquira. A liminar foi deferida parcialmente em 09/06/2006 para depositar em 

juízo as parcelas vincendas. Posteriormente, por meio de recurso, em 

19/01/07, foi permitida a substituição do depósito por carta de fiança bancária. 

No momento está aguardando sentença. 

ANEXO 11

RelatÃ³rio Completo - ONS

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