RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.105, DE 3 DE DEZEMBRO DE 2024 (parte 2 de 3)

ANEXO
GARANTIA FÍSICA DE ENERGIA
. .Parque Eólico .CEG .Garantia
Física
[Mwméd]
. .Assuruá 4I .EOL.CV.BA.050463-7.01 .20,5
. .Assuruá 4II .EOL.CV.BA.050464-5.01 .18,0
. .Assuruá 4III .EOL.CV.BA.050465-3.01 .20,4
. .Assuruá 4IV .EOL.CV.BA.050466-1.01 .21,7
. .Assuruá 4V .EOL.CV.BA.050467-0.01 .22,1
. .Assuruá 4VI .EOL.CV.BA.050468-8.01 .19,7
. .Assuruá 5I .EOL.CV.BA.051784-4.01 .21,2
. .Assuruá 5II .EOL.CV.BA.051785-2.01 .24,5
. .Assuruá 5III .EOL.CV.BA.051786-0.01 .20,7
. .Assuruá 5IV .EOL.CV.BA.051787-9.01 .24,2
. .Assuruá 5V .EOL.CV.BA.051788-7.01 .16,6
. .Assuruá 5VI .EOL.CV.BA.051789-5.01 .18,1
ANEXO LXIII
Submódulo 9.4
CÁLCULO DAS TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO (TUST) E TARIFA DE TRANSPORTE DE ITAIPU
Versão 1.2
1. OBJETIVO
1. Estabelecer os procedimentos utilizados para o cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) eda Tarifa de Transporte de Itaipu.
2. ABRANGÊNCIA
2. Aplica-se às centrais de geração, autoprodutores, consumidores, importadores e exportadores de energia elétrica, ou seja, todos aqueles que acessam a rede básica (sistêmica), em nível de
tensão igual ou superior à 230 kV, bem como aos novos empreendimentos de geração participantes de leilões de energia nova com previsão de conexão à rede básica e que não estejam em
operação comercial.
3. METODOLOGIA NODAL PARA CÁLCULO DA TUST-RB
3. A metodologia para cálculo das tarifas e encargos nodais se baseia na estimativa de custos que os usuários impõem à rede nos períodos de exigência máxima, calculados a partir dos custos de
investimento, operação e manutenção da rede mínima capaz de transportar os fluxos ocasionados em tais pontos.
4. Os encargos são ajustados ao montante necessário para cobrir os custos de serviço do sistema de transmissão ou de distribuição, por meio de valor aditivo à tarifa de cada barra, de forma a
preservar a relatividade dos encargos entre os diversos agentes usuários.
5. Assim, metodologia nodal busca capturar a variação dos custos de expansão da rede, decorrente de um incremento marginal de injeção de potência, causados pelo crescimento da carga ou da
geração, considerando as condições de demanda em que os elementos de transmissão são utilizados em carregamento máximo.
6. Para a aplicação da metodologia são adotadas as seguintes hipóteses:
i. utiliza-se a “rede ideal de custo mínimo”, que se refere à rede necessária para o atendimento da demanda a partir das usinas existentes, e que tem a mesma topologia e
impedâncias da rede existente no horizonte de cálculo;
ii. a capacidade de transmissão de cada linha e transformador da rede ideal coincide com o fluxo verificado no elemento, na condição de demanda considerada para o
estabelecimento das tarifas de transmissão; e
iii. admite-se que a expansão da rede de transmissão se fará utilizando as rotas existentes. Isto implica em considerar que é possível expandir por meio de acréscimos marginais
na capacidade de transmissão das rotas existentes.
7. A solução analítica do modelo é obtida a partir da rede ideal de custo mínimo em que é calculado um caso base de fluxo de potência linear por meio da construção da matriz de sensibilidade
que relaciona os fluxos de potência nas diferentes linhas e transformadores com a potência injetada em cada barra do sistema.
8. Esta matriz de sensibilidade é obtida a partir da matriz de impedâncias "Zbus" que se calcula como parte do processo de solução do fluxo de potência linear. Cada sensibilidade é definida
matematicamente como:
βLb =
dFL
dIb
Onde:
ßLb – fluxo incremental resultante no elemento L, linha ou transformador, devido ao incremento da demanda ou da geração na barra b;
FL – fluxo de potência no elemento L, em MW; e
Ib – potência injetada ou retirada na barra b, em MW.
9. Em outros termos,aumentando-seem 1 MWa carga oua geração em uma barra do sistema,pode-sedeterminar a variação dos fluxos nas linhas etransformadores.Como seestá considerando
que não há folgas na capacidade de transmissão, tais variações acarretam investimentos para elevar marginalmente a capacidade desses elementos.
10. A partir desses fluxos incrementais e usando custos padronizados de expansão (custos de reposição de linhas e subestações, parametrizados pelo comprimento das linhas, níveis de tensão e
potência nominal de transformadores), é determinada a variação do custo de reposição da rede ideal para um aumento de 1 MW na geração ou na carga de cada barra do sistema, que definirá o
preço nodal na barra, em R$/MW.
11. Para a determinação das tarifas nodais utilizam-se custos unitários, isto é, custos normalizados pelas capacidades padronizadas para cada elemento do sistema. Estes são baseados em custos
de reposição, operação e manutenção típicos do sistema de transmissão.
CL =
CustoL
CapL
Onde:
CL – custo unitário do elemento L, em R$/MW;
CustoL – custo de reposição do elemento L, em base anual, calculado a partir do custo total de reposição do elemento, em R$; e
CapL – capacidade de transmissão do elemento L, em MW.
12. Para a obtenção dos custosunitários das linhasdetransmissão,as capacidades detransportesão padronizadas por níveldetensão epara os transformadores,as capacidades são padronizadas
pelas potências nominais, conforme valores dispostos no Anexo I.
13. Para o cálculo da tarifa nodal foi introduzido o fator de ponderação com limite inferior de 0% e limite máximo de 100% no carregamento dos elementos (linhas de transmissão e
transformadores), estabelecido da seguinte forma:
rL =
|FL|
CapL
FpL = {
0 ;rL < rmín
rL − rmín
rmáx − rmín
;rmín ≤ rL ≤ rmáx
1;rL > rmáx
Onde
FpL – fator de ponderação do elemento L, que representa o carregamento resultante do fluxo de potência linear normalizado pela capacidade do elemento L;
rL – fator de carregamento do elemento L.
rmáx – fator de carregamento máximo, acima do qual o fator de ponderação é 1; e
rmín – fator de carregamento mínimo, abaixo do qual o fator de ponderação é 0.
14. Assim, determinam-se os custos (ou benefícios) associados a uma unidade de incremento na demanda ou na geração em cada barra do sistema de acordo coma seguinte fórmula:
πb = ∑ βLb
nº elementos
L=1
∙ CL ∙ FpL
Onde:
πb – tarifa nodal da barra b, em R$/MW;
ßLb – sensibilidade do elemento L em relação à barra b;
CL – custo unitário do elemento L, em R$/MW; e
FpL – fator de ponderação do elemento L, para carga ou geração.
15. As tarifas nodais são estabelecidas emfunção de seu ponto de conexão à rede, não existindo relação entrepontos de injeção e pontos de retirada. Para o cálculo dessas tarifas, é definida uma
barra de referência, advinda dos estudos de caso base de planejamento e única para todo o sistema, em que são compensadas as variações de injeção nas demais barras. Sendo assim, esta
prerrogativa é considerada na equação acima, uma vez que os fatores βLb dependerão da referência escolhida.
3.1. AJUSTE DAS TARIFAS PARA COBERTURA TOTAL DA RECEITA ANUAL PERMITIDA – RAP
16. Os custos de transmissão da rede básica são remunerados às transmissoras por meio da RAP. Esta receita é arrecadada por meio dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão (EUST), que
são pagos pelos usuários da rede básica.
17. Denomina-se EUST, o valor resultante do produto entre a TUST-RB e o Montante de Uso do Sistema de Transmissão – MUST contratado pelos usuários nos pontos de conexão com a rede
básica, por meio dos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST).
18. Entretanto, os encargos resultantes da aplicação da tarifa nodal, que representa a parcela locacional da TUST-RB, não são suficientes para recuperar a RAP total provisionada no cálculo das
tarifas. Desta forma, adiciona-se às tarifas nodais uma parcela aditiva, constante em R$/MW, garantindo o total de receita a ser arrecadada:
𝑇𝑈𝑆𝑇 − 𝑅𝐵𝐵 = 𝜋𝐵 + 𝐾𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎𝑜𝑢 𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜𝐵
19. A parcela aditiva para o segmento geração (Kgeração) é calculada:
𝐾𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜 =
RAPgeração − ∑ πb
Nb
b=1 ∗ Pb
∑ Pb
Nb
i=b
𝑅𝐴𝑃𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 𝑅𝐴𝑃 ∗ %𝐺
Onde:
πb – tarifa nodal da barra b, em R$/MW;
Pb – MUST contratado em regime permanente pelo segmento geração em cada barra do sistema (MW);
Nb – número de barras da rede de transmissão;
RAPgeração – parcela da receita anual permitida a ser recuperada pelos geradores (R$/ano); e
%G – percentual inicial estabelecido ao segmento geração para provisionamento da RAP, definido em 50%.
20. A parcela aditiva para o segmento consumo (Kconsumo) é determinada de forma semelhante, de modo que:
𝐾𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 =
RAPconsumo − ∑ πb
Nb
b=1 ∗ Db
∑ Db
Nb
i=b
𝑅𝐴𝑃𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 = 𝑅𝐴𝑃 ∗ %𝐷
Onde:
Db – MUST contratado em regime permanente pelo segmento consumo em cada barra do sistema (MW);
RAPconsumo – parcela da receita anual permitida a ser recuperada pelas cargas(R$/ano); e
%D – percentual inicial estabelecido ao segmento consumo para provisionamento da RAP, definido em 50%.
4. PROCEDIMENTOS GERAIS PARA CÁLCULO DA TUST-RB
21. As TUST serão aplicadas em base mensal, considerando a metodologia descrita na seção 3, considerando as disposições a seguir:
𝑇𝑈𝑆𝑇 − 𝑅𝐵𝑏 = (𝑃𝐷𝑅 × 𝑇𝑈𝑆𝑇 − 𝑅𝐵𝑅𝑏 + 𝑃𝐷𝑁 × 𝑇𝑈𝑆𝑇 − 𝑅𝐵𝑁𝑏 ) + (𝑃𝑎𝑟𝑐𝑒𝑙𝑎 𝐴𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑎)
Onde:
𝑇𝑈𝑆𝑇 − 𝑅𝐵𝑏 : TUST-RB na barra b (ponto de conexão);
𝑇𝑈𝑆𝑇 − 𝑅𝐵𝑅𝑏 : Componente Regional da TUST-RB na barra b (ponto de conexão), obtida pelo despacho proporcional por submercado, limitada a zero;
𝑃𝐷𝑅 : Percentual da Participação do Despacho Regional para a 𝑇𝑈𝑆𝑇 − 𝑅𝐵𝑅𝑏 ;
𝑇𝑈𝑆𝑇 − 𝑅𝐵𝑁𝑏 : Componente Nacional da TUST-RB na barra b (ponto de conexão), obtida pelo despacho proporcional unificado com Fator de Demanda (FD), limitada a zero;
𝑃𝐷𝑁 : Percentual da Participação do Despacho Nacional para a 𝑇𝑈𝑆𝑇 − 𝑅𝐵𝑁𝑏 ; e
Parcela Aditiva: Componente aditiva necessária para fechar a arrecadação, em função da junção das componentes regional (𝑇𝑈𝑆𝑇 − 𝑅𝐵𝑅𝑏 ) e nacional (𝑇𝑈𝑆𝑇 − 𝑅𝐵𝑁𝑏 ).
22. O limite mínimo da TUST-RB deve ser 50% da Tarifa Equivalente Uniforme (TEU) de cada segmento, calculada da seguinte forma:
𝑇𝐸𝑈𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜 =
RAPgeração
∑ Pb
Nb
b=1
𝑇𝐸𝑈𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 =
RAPconsumo
∑ Db
Nb
b=1
23. Os encargos de uso do sistema de transmissão deverão ser suficientes para a prestação deste serviço e serão devidos aos respectivos concessionários e ao Operador Nacional do Sistema
Elétrico (ONS), observando:
i. as receitas anuais permitidas para as empresas concessionárias de transmissão, determinadas pela ANEEL;
ii. a parcela do orçamento anual do ONS a ser coberta por estes encargos, conforme estabelecido no seu Estatuto e aprovada pela ANEEL;
iii. passivos financeiros excepcionais aprovados pela ANEEL; e
iv. a compensação de déficit ou superávit do exercício anterior, contabilizado anualmente pelo ONS e aprovado pela ANEEL.
24. As perdas elétricas nos sistemas de transmissão para fins de contabilização e liquidação serão tratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), de acordo com as regras
específicas.
25. Deverão ser considerados os Montantes de Uso do Sistema de Transmissão (MUST) contratados pelos usuários em regime permanente, de acordo com as Regras de Transmissão.
26. Para o segmento geração, será descontada as Parcelas TUSDg-T e TUSDg-ONS definidas no Submódulo 7.4 do Proret, por meio de parcela aditiva para formação da TUST-RB.
27. Para o segmento consumo, será considerado os ajustes de arrecadação por meio de parcela aditiva decorrentes dos itens 6.1 e 7.3, especificamente.
28. O fator de ponderação será calculado considerando rmín igual a 0% e rmáx igual a 100%.
29. Deverá ser utilizada as capacidades nominais de longa duração constantes dos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão (CPST) para fins de definição da CapL.
30. Deverá ser utilizado os custos-padrão estabelecidos a partir do Banco de Preços de Referência ANEEL e cadastrados no SIGET, conforme Anexo I, para definição dos custos de reposição (Custo L).
31. Deverá ser utilizado caso base de fluxo de potência com a configuração anual do Sistema Interligado Nacional (SIN), considerando:
i. o despacho de todas as centrais de geração de forma proporcional aos MUST contratados em regime permanente, de forma a manter o equilíbrio entre carga e geração em
cada submercado do SIN, para a formação da componente regional, denominada de 𝑇𝑈𝑆𝑇 − 𝑅𝐵𝑅𝑏 ;
ii. o despacho de todas as centrais de geração de forma proporcional aos MUST contratados em regime permanente, de forma a manter o equilíbrio entre carga e geração do SIN
para a formação da componente nacional, denominada de 𝑇𝑈𝑆𝑇 − 𝑅𝐵𝑁𝑏 ;
iii. Deverá ser aplicado Fator de Demanda (FD) sobre os MUST contratados em regime permanente para o segmento consumo, calculado a cada ciclo tarifário considerando o
horizonte dos últimos 5 ciclos tarifários, unicamente para o cálculo do fluxo de potência a ser utilizado na parcela locacional (πb) para a formação da componente 𝑇𝑈𝑆𝑇 − 𝑅𝐵𝑁𝑏 ,
conforme equação a seguir:
FD =
∑
DMi
MUSTi
n
i=1
n
DM =
∑ Dk d
k=1
d
Onde:
FD: Fator de Demanda (adimensional)
DM: Demanda média obtida no ciclo i, em base diária (GW);
D: Demanda máxima instantânea no dia k (GW);
MUST: Maior valor entre os MUST contratados nos horários de ponta e fora de ponta no ciclo i (GW);
d: número de dias do ciclo i; e
n: Número de ciclos tarifários do intervalo de cálculo (adimensional).
iv. as instalações em operação comercial e as com previsão de entrada em operação no horizonte de cálculo; e
v. a modelagem dos efeitos da etapa de motorização de cada central de geração.
5. TUST-RB DO SEGMENTO GERAÇÃO
32. As TUST-RB do segmento geração serão controladas por ponto de conexão de Rede Básica, a partir de métrica denominada de envoltória tarifária, descrita a seguir:
i. Parao primeiro ciclo deaplicação (ciclo N-1),considerara TUSTControlada (TC) porponto deconexão deRedeBásica igualà TUST calculadana Barra(TB),tambémdenominada
de Tarifa de Partida (TP):
𝑇𝐶𝑁−1 = 𝑇𝐵𝑁−1
ii. A partir do segundo ciclo (ciclo N), considerar o seguinte mecanismo de controle tarifário:
𝐿𝑆𝑁 = (𝑃𝑇𝐶 𝑇𝐶𝑁−1 + 𝑃𝑇𝐵 𝑇𝐵𝑁 ) × [1 + (|𝐼𝐴𝑇𝑁 | + 𝑟𝑒)]
𝐿𝐼𝑁 = (𝑃𝑇𝐶 𝑇𝐶𝑁−1 + 𝑃𝑇𝐵 𝑇𝐵𝑁 ) × [1 − (|𝐼𝐴𝑇𝑁 | + 𝑟𝑒)]
𝑇𝐶𝑁 = {
𝑇𝐵𝑁, 𝐿𝐼𝑁 ≤ 𝑇𝐵𝑁 ≤ 𝐿𝑆𝑁
𝐿𝑆𝑁, 𝑇𝐵𝑁 > 𝐿𝑆𝑁
𝐿𝐼𝑁, 𝑇𝐵𝑁 < 𝐿𝐼𝑁
Onde,
N – ciclo tarifário de aplicação do controle tarifário;
TB – TUST-RB da Barra calculada anualmente;
PTB – Participação da TUST da Barra calculada anualmente, definida em 20%;
TC – TUST-RB Controlada da barra;
PTC – Participação da TUST Controlada, definida em 80%;
LS – Limite Superior;
LI – Limite Inferior;
IAT – Índice de Atualização da Transmissão (%); e
re – Risco de expansão da transmissão, definido em 5%.
33. O IAT será calculado considerando a seguinte equação:
IATi = (IGP-Mj x CIGP-Mi) + (IPCAj x CIPCAi)
Onde:
IATi – Índice de Atualização da Transmissão no ciclo tarifário i;
IGP-Mj – IGP-M acumulado no ciclo tarifário j;
IPCAj – IPCA acumulado no ciclo tarifário j;
CIGP-Mj – Proporção da RAP das instalações de Rede Básica em operação com contratos de concessão reajustados por IGP-M no início do ciclo tarifário i;
CIPCA j – Proporção da RAP das instalações de Rede Básica em operação com contratos de concessão reajustados por IPCA no início do ciclo tarifário i;
i – ciclo tarifário atual; e
j – ciclo tarifário anterior, que considera os índices de maio do ciclo (i-2) a maio do ciclo (i-1).
34. A partir da edição desse regulamento, o IAT manterá seu histórico inalterado, atualizando apenas os índices relacionados ao período do ciclo j.
35. As TUST-RB das centrais de geração cuja remuneração seja integralmente oriunda de cotas de garantia física destinadas ao atendimento do Ambiente de Contratação Regulada (ACR) serão
aquelas efetivamente obtidas para cada ciclo tarifário mediante cálculo anual (TB), não se aplicando o disposto nos parágrafos 32 e 33.
36. As TUST-RB poderão ser estimadas pelas centrais de geração a partir das Tarifas Controladas (TC) homologadas a cada ciclo por ponto de conexão de Rede Básica.
37. A Tarifa de Partida (TP) para o controle tarifário dos pontos de conexão de Rede Básica ainda não homologados no ciclo tarifário, relacionados à participação de novas centrais de geração em
leilões do ACR, será estabelecida previamente ao certame desde que:
i. o novo ponto de conexão seja oriundo de novo sistema de transmissão integrante de Rede Básica planejado estritamente para o escoamento da geração relacionada ao leilão
do ACR,de modo quea tarifa departida para o controletarifário será obtida mediantecálculo prospectivo no ciclo previsto para início de suprimento a partir debasededados
elaborada pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) com base no Plano Decenal de Energia Elétrica (PDE) e de RAP prospectiva calculada nos termos da seção 8;
ii. A Tarifa de Partida (TP) será válida em caso de êxito no certame e contratação do ponto de conexão declarado no leilão mediante celebração do Contrato de Uso do Sistema
de Transmissão (CUST); e
iii. A Tarifa de Partida será atualizada pelo IAT para a referência do ciclo imediatamente anterior ao ciclo previsto para a entrada em operação do respectivo ponto de conexão.
38. Seccionamento de Linhas de Transmissão de Rede Básica não é considerado novo sistema de transmissão planejado, de modo que não ensejará o cálculo descrito no parágrafo anterior.
39. Para os casos de TUST-RB de pontos de conexão de Rede Básica ainda não homologados, as centrais de geração poderão estimar a partir das tarifas da barra (TB) calculadas nos pontos de
conexão adjacentes ao ponto de interesse.
40. No âmbito da Apuração Mensal dos Serviços e Encargos de Transmissão (AMSE), fica o ONS autorizado a definir os EUST considerando as TUST-RB homologadas:
i. para cada ponto de conexão contratado (caso geral); ou
ii. nominalmente para cada central de geração, caso se conforme nos termos do parágrafo 35 ou dos procedimentos transitórios definidos na seção 10.
41. Caso alguma central de geração celebre CUST e não haja TUST-RB homologada para o ponto de conexão de Rede Básica contratado, o ONS deverá aplicar a Tarifa Controlada (TC) homologada
do ponto de conexão eletricamente mais próximo até o ciclo tarifário subsequente, quando o ponto de conexão contratado passará a ser modelado na base de dados, considerando a tarifa aplicada
no ciclo anterior como de partida (TP) para a envoltória tarifária.
42. Para as centrais geradoras associadas, a TUST será única para o conjunto associado e será estabelecida nas apurações mensais de serviços e encargos de transmissão pelo Operador Nacional
do Sistema Elétrico – ONS após a celebração do respectivo Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST da seguinte forma:
𝑇𝑈𝑆𝑇 𝑎𝑠𝑠𝑜𝑐𝑖𝑎çã𝑜 =
∑ 𝑇𝑈𝑆𝑇𝑔𝑖 × 𝑀𝑈𝑆𝑇𝑔𝑖 𝑛
𝑖=1
∑ 𝑀𝑈𝑆𝑇𝑔𝑖 𝑛
𝑖=1
Onde:
TUSTg – TUST-RB calculada pela ANEEL aplicável para cada central de geração integrante do conjunto associado;
MUSTg – Parcela do Montante de Uso do Sistema de Transmissão – MUST contratado declarada para cada central geradora integrante do conjunto associado;
I – central geradora participante da associação; e
n – total de centrais geradoras participantes da associação.
43. Aplicam-se às centrais geradoras associadas as demais condições estabelecidas neste regulamento.
6. TUST DO SEGMENTO CONSUMO
6.1. TUST-RB DO SEGMENTO CONSUMO
44. As TUST-RB do segmento consumo serão estabelecidas a cada ciclo tarifário, nos horários de ponta e fora ponta, com o montante a ser arrecadado rateado de forma proporcional ao total de
MUST contratado em regime permanente e em cada horário.
45. As diferenças anuais apuradas a cada ciclo tarifário, para mais ou para menos, entre as TUST-RB estabelecidas para o segmento geração e aquelas efetivamente obtidas para o mesmo ciclo
mediante simulação anual (TB), serão contabilizadas e atribuídas ao segmento consumo do SIN de forma proporcional aos MUST contratados em regime permanente.
46. No âmbito da AMSE, caso algum usuário do segmento consumo celebre CUST e não haja TUST-RB homologada para o ponto de conexão contratado, o ONS deverá aplicar a tarifa homologada
do ponto de conexão eletricamente mais próximo até o ciclo tarifário subsequente, quando o ponto de conexão contratado passará a ser modelado na base de dados.
6.2. TUST-FR DAS DISTRIBUIDORAS E PERMISSIONÁRIAS
47. A RAP associada às instalações de fronteira deve considerar as parcelas relacionadas aos transformadores e conexões com tensão primária igual ou superior a 230 kV pertencentes à Rede
Básica e as instalações classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso compartilhado, bemcomo a parcela deajuste proveniente das diferenças entre a RAP e o valor recebido
das distribuidoras no ciclo anterior, nos termos do Submódulo 9.3 do PRORET.
48. ATUST-FRserá obtida a partir do rateio do valor totalda RAP ePApelo somatório dos MUST contratados emregimepermanente e emcada ponto deconexão,pelas respectivas distribuidoras
e permissionárias, nos postos tarifários de ponta e fora de ponta.
49. No âmbito da AMSE, caso algum usuário do segmento consumo celebre CUST e não haja TUST-FR homologada para o ponto de conexão contratado, o ONS deverá:
i. aplicar a tarifa homologada para os pontos de conexão pertencentes à Rede Básica de Fronteira/DIT compartilhada, caso o ponto de conexão faça parte dessas instalações; ou
ii. solicitá-la à ANEEL, caso contrário.
7. BASE DE DADOS DA TUST
50. A Basede Dados para cálculo da TUST deverá ser colocada em Tomada de Subsídios a cada ciclo tarifário, para que a sociedade possa escrutiná-la, de modo a propiciar a participação pública e
a promoção da qualidade dos dados a serem utilizados no cálculo.
51. Deverá ser representada a rede elétrica em operação comercial acrescida das instalações previstas para entrarem em operação comercial até o fim do ciclo tarifário sob cálculo, conforme
dados disponibilizados no SIGET.
52. O ONS ea EPE devem aplicar os seguintes critérios na alocação dos pontosdeconexãoaos submercados do SIN,para fins deelaboração da basededadosa ser utilizadapara o cálculo da TUST:
i. Critério Geral: Os pontos de conexão devem ser alocados de acordo com a divisão de submercados de energia constante no Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema
Elétrico Brasileiro ou outro que vier a sucedê-lo, disponibilizado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) à época do ciclo tarifário sob cálculo; e
ii. CritérioEspecífico:Noscasosemqueopontodeconexãoestiverlocalizadoemunidadeda federaçãocujaligaçãoelétricasejaexclusivaemsubmercadodivergentedoresultante
da aplicação do Critério Geral, deve-se adotar o submercado da efetiva ligação elétrica.
53. Após a homologação da Base de Dados pela ANEEL, ela se torna blindada, não podendo haver alterações posteriores.
7.1. REPRESENTAÇÃO DA CARGA
54. A representação da carga na base de dados de cálculo da TUST do ciclo tarifário deve considerar as premissas elencadas abaixo:
i. A representação da carga das distribuidoras e das unidades consumidoras com acesso à Rede Básica deve considerar a média dos MUST efetivamente contratados na
modalidade permanente para o ciclo tarifário sob cálculo;
ii. Para os CUST que apresentem mais de um valor de MUST em seus anexos, o MUST representado deve ser aquele aderente à rede elétrica prevista para o ciclo tarifário sob
cálculo; e
iii. Para CUST em outras modalidades, a unidade consumidora ou distribuidora ou importadora deve ser representada:
iii.a) com valor da carga igual a 0,1 MW, quando a barra associada não tenha outra carga em regime permanente; ou
iii.b) com valor de carga igual a zero, caso a barra já possua carga em regime permanente.
7.2. REPRESENTAÇÃO DA GERAÇÃO
55. A representação da geração na base de dados de cálculo da TUST do ciclo tarifário deve considerar as premissas elencadas abaixo:
i. Representação da geração com acesso à Rede Básica deve considerar o maior MUST efetivamente contratado na modalidade permanente para o ciclo tarifário sob cálculo,
proporcionalmente a cada ponto de conexão contratado; e
ii. Para CUST em outras modalidades, a central de geração não deve ser representada na base de dados.
56. A ANEEL poderá adotar critérios mais restritivos de representação dos geradores a serem inclusos na arrecadação do ciclo tarifário, a depender da evolução dos cronogramas de implantação
dos empreendimentos de geração e transmissão associados ao escoamento da energia produzida.
7.3. MECANISMOS DE AJUSTE DE ARRECADAÇÃO
57. Os mecanismos de ajuste de arrecadação são denominados de MUST Parcial e EUST Parcial, justificados pela finalidade de evitar a majoração dos encargos de uso por parte do segmento
geração, e consequente déficit de receita ao fim do ciclo, assegurando assim, a arrecadação de recursos suficientes para cobertura dos custos dos sistemas de transmissão, conforme preconizado
na alínea a, inciso XVIII, do art. 3º da Lei nº 9.427, de 1996.
58. Cumpre destacar que caso esses recursos não sejam provisionados para pagamento no ciclo tarifário, eles serão pagos por meio de Parcela de Ajuste no próximo ciclo. Assim, o provisionamento
permiteidentificar um montantederecurso que,deoutra forma,seria considerado uma incerteza atéa apuração pelo ONS da Parcela de Ajuste.Portanto,as parcelas MUST ParcialeEUST Parcial
não representam custos adicionais, mas a redução da incerteza associada ao acréscimo de valores positivos à Parcela de Ajuste.
7.3.1 MUST PARCIAL
59. As centrais de geração devem declarar montantes de uso conforme cronograma contido no respectivo ato de outorga, conforme Regras de Transmissão.
60. Desta forma, as usinas que passam por período de motorização até atingir a potência outorgada contratam MUST que reflita esse processo, ensejando na apuração de encargos de uso que
variam ao longo do ciclo de forma crescente.
61. Ocorre que o cálculo tarifário comporta apenas um valor de MUST, dado pela máxima potência injetável a fim de refletir a máxima utilização da rede pelo usuário. Dessa forma, a arrecadação
fica majorada por um montantequenão será utilizadopara apurar todos os encargos deuso do ciclo,gerando um déficitde arrecadação.Portanto,faz-senecessário implementar mecanismo que
ajuíze o pagamento mais preciso da usina, chamado de MUST Parcial.
62. Neste cálculo adota-se o conceito do MUST equivalente, dado pela razão entre o somatório dos MUST escalonados no ciclo tarifário e os 12 meses do ciclo, que representa a parcela de
contribuição da central de geração no rateio da receita a ser arrecadada no ciclo.
63. A arrecadação mensal associada à rubrica MUST Parcial é dada pela multiplicação do resultado da diferença entre o MUST máximo contratado no ciclo e o MUST equivalente pela respectiva
TUST-RB.
7.3.2. EUST PARCIAL
64. As centrais degeração devem contrataro uso dosistema detransmissão conformeas datas estabelecidasna outorga,nos termos das Regras deTransmissão,demodoqueo início deexecução
do MUST pode ocorrer em qualquer mês do ciclo tarifário.
65. Contudo, o cálculo tarifário considera as usinas com pagamentos constantes durante o ciclo, num total de 12 meses, ocasionando a majoração dos encargos de uso pelas novas centrais de
geração. Dessa forma, faz-se necessário implementar mecanismo que determine o real pagamento da usina, desde o início da contratação, denominado de EUST Parcial.
7.4. CUSTOS DE REPOSIÇÃO
66. Os custos de reposição das instalações modeladas na base de dados deverão ser compostos de acordo valores dispostos no Anexo I, obtidos a partir do Banco de Preços de Referência ANEEL,
nos termos da Nota Técnica nº 092/2013-SRT/ANEEL disponibilizada na Audiência Pública nº 040/2013.
7.5. TRATAMENTO DAS INSTALAÇÕES DE CORRENTE CONTÍNUA
67. A metodologia nodal empregada para o cálculo tarifário não trata especificamente das instalações de corrente contínua, cujo fluxo de potência utilizado para encontrar as relatividades entre
as TUST-RB tem por origem um despacho pré-definido dos geradores, de forma proporcional à potência contratada.
68. Ocorre que os fluxos de potência em instalações de corrente contínua são determinados pelo Operador do sistema. Caso se estabeleçam os fluxos nas instalações de corrente contínua, fica
calculado o custo arrecadado na instalação em questão. Assim, o nível da TUST-RB dos empreendimentos com sensibilidade positiva e negativa em relação àquela instalação passa a ser afetada
pelo critério de determinação do fluxo de potência na instalação.
69. Sendo assim, para o cálculo da TUST-RB, as instalações de corrente contínua devem ser modeladas como circuitos de corrente alternada equivalentes pelo ONS, em termos de parâmetros
elétricos, a fim de que o fluxo nos elementos seja resultado da convergência do fluxo de potência, como nas demais instalações modeladas.
70. Para o caso da energia proveniente das usinas hidrelétricas UHE Santo Antônio e Jirau, há que se considerar que o escoamento ocorre por meio de dois bipolos de corrente contínua ± 600 kV
e de dois sistemas de conversoras de Corrente Alternada (CA)/Corrente Contínua (CC) back-to-back 500/230 kV.
71. De forma a evitar que a modelagem leve a fluxo de potência somente pelo elo de corrente contínua, as usinas devem ser modeladas de modo a escoar a potência de forma proporcional à
capacidade dos equipamentos (bipolos e back-to-back).Assim, 90%da capacidade total de geração utilizam os bipólos de corrente contínua, enquanto os restantes 10% da capacidade de geração
utilizam as conversoras back-to-back.
72. Caso outros sistemas de transmissão sejam construídos para que o escoamento de uma mesma usina se dê em circuitos de corrente alternada e em circuitos de corrente contínua
concomitantemente, o ONS está autorizado a modelar o escoamento da central de geração de forma proporcional à capacidade dos equipamentos CA/CC envolvidos no acesso ao sistema.
8. RAP PROSPECTIVA
73. As RAPs prospectivas são calculadas a partir da RAP homologada no ciclo tarifário vigente e utilizadas para o cálculo da TUST-RB descrito no parágrafo 37. Para estimar o incremento de receita
associada à expansão prevista para a Rede Básica no horizonte de cálculo, parte-se da RAP inicial para o ciclo tarifário sem componentes financeiros imprevisíveis, como a Parcela de Ajuste – PA e
Outros Ajustes.
74. A RAP inicial é composta de:
i. Parcela da RAP referente às instalações de transmissão Licitadas – RBL;
ii. Parcela da RAP referente às instalações de transmissão existentes, integrantes da Rede Básica, conforme as Resoluções nº 166 e nº 167, de 2000 – RBSE;
iii. Parcela da RAP correspondente às novas instalações autorizadas, integrantes da Rede básica e com receitas estabelecidas por resolução específica após a publicação da
Resolução ANEEL nº 167, de 2000 – RBNI;
iv. Parcela da RAP correspondente às melhorias nas instalações de transmissão, conforme REN nº 443, de 2011 – RMEL;
v. Interligações Internacionais – REQNI;
vi. Previsão de receita para novas instalações de transmissão no ciclo; e
vii. outras que porventura vierem a ser criadas.
75. A RAP do ciclo inicial deve desconsiderar os componentes financeiros imprevisíveis, tais como: passivos excepcionais, Parcelas de Ajuste e Outros Ajustes, pois possuem característica provisória
de ajuste de recursos entre ciclos tarifários, não se perpetuando nas receitas futuras.
76. Importante salientar que as parcelas de RBL, RBNI, REQNI e RMEL da RAP inicial somente alcançam o ciclo tarifário objeto do cálculo. Para o cálculo da RAP Prospectiva faz-se necessário
adicionar:
i. as receitas estimadas subsequentes das ampliações de instalações de Rede Básica – caracterizadas como estimativas da RBL;
ii. as receitas estimadas subsequentes referentes à substituição das instalações com vida útil regulatória esgotada – caracterizadas como estimativas da RMEL;
iii. as receitas estimadas subsequentes referentes às novas instalações autorizadas – caracterizadas como estimativas da RBNI; e
iv. outras que porventura vierem a ser criadas.
77. As estimativas das receitas subsequentes relacionadas a expansão da Rede Básica para consecução das RAPs prospectivas serão formadas pela agregação das componentes dispostas abaixo,
a partir da RAP inicial:
i. as receitas dos empreendimentos outorgados na RedeBásica eInterligações Internacionais,classificadas comoRBL,RBNI, RMEL e REQNI, constantes do Sistema deGestão
da Transmissão – SIGET, e previstos no horizonte do PDE para entrada em operação comercial;
ii. as estimativas das receitas dos empreendimentos não outorgados na Rede Básica e Interligações Internacionais (estimativa das parcelas de receita classificadas como RBL,
RBNI e REQNI), obtidas a partir dos investimentos constantes do PET/PELP compreendidos no horizonte do PDE para entrada em operação comercial;
iii. os efeitos decorrentes da Portaria MME nº120/2016;
iv. a redução devido ao perfil degrau (redução de 50% no 16º ano) constante em contratos de concessão de transmissão celebrados entre 2000 e 2007.
78. Para as estimativas associadas ao item (ii):
i. os investimentos do PET/PELP deverão ser atualizados pelo IAT até a data de referência do ciclo tarifário sob cálculo;
ii. Sobre o valor obtido em (i), aplica-se o REIDI médio de 91,67%, calculado a partir do índice referente à linha de transmissão (91,90%) e do índice referente à subestações
(91,44%). Tais valores foram obtidos a partir da Resolução Homologatória ANEEL nº 1.706, de 2014, que estabelece em seu art. 1º os valores devidos ao Regime Especial
de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI a serem aplicados para linhas de transmissão esubestações; e
iii. Por fim, aplica-se a metodologia constante do Submódulo 9.7 do PRORET para a definição das estimativas de receita dos empreendimentos não outorgados previstos no
PET/PELP, considerando o WACC, TFSEE e P&D homologados pela ANEEL, bem como a Taxa Média de Depreciação – TMD igual a 0,33% (1/30 anos).
9. TARIFA DE TRANSPORTE DE ITAIPU
79. As instalações de transmissão dedicadas à usina hidrelétrica de Itaipu são remuneradas diretamente por meio da tarifa de transporte de Itaipu, que é definida como a razão entre os encargos
de conexão das instalações no ciclo tarifário em análise, adicionada à parcela de ajuste do período, e a potência média contratada pelos cotistas-partes para o ano civil.
𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝑑𝑒 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑝𝑜𝑟𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢 =
EC Itaipuciclotarifário + PA Itaipuciclo tarifário + PA PM Itaipu
PM Itaipuano civil ∗ 12
Onde:
Tarifa de Transporte de Itaipu – tarifa mensal de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu a ser aplicada aos seus cotistas-parte, em R$/MW;
EC Itaipu – encargo de conexão anual, referente às instalações de conexão dedicadas à Itaipu, não integrantes da rede básica, durante o ciclo tarifário, em R$;
PA Itaipu – parcela de ajuste referente aos déficits ou superávits de receita entre o valor devido e o apurado, referente às instalações de conexão dedicadas à Itaipu, durante o ciclo
tarifário vigente, em R$;
PA PM Itaipu – parcela de ajuste referente as variações de potência contratada decorrentes do descasamento entre ano civil e ciclo tarifário, em R$; e
PM Itaipu – potência média contratada pelas distribuidoras por meio de cotas-parte a cada ano civil, em MW.
80. A potência de Itaipu contratada pelo Brasil é vendida por meio de cotas-parte às distribuidoras de energia elétrica das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, de acordo com o mercado dessas
empresas. Desta forma, para cada ano civil subsequente, a ANEEL publica, em resolução homologatória específica, as cotas-parte e os montantes de potência contratada e energia vinculada
referente à Itaipu, que deverão ser repassados às distribuidoras.
81. Os valores dos encargos de conexão e das PAs são reajustados monetariamente com a aplicação do IVI nos termos estabelecidos no contrato de concessão associadoa essas instalações.