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

10. PROCEDIMENTOS TRANSITÓRIOS
82. As TUST-RB homologadas anteriormente à edição desse regulamento, nos termos das Resoluções Normativas nº 267/2007 e nº 559/2013, devem ser mantidas durante os prazos de validade
inicialmente estabelecidos e atualizadas monetariamente pelo IAT. Ademais, a partir da publicação desse regulamento não serão homologadas novas tarifas estabilizadas nos termos das referidas
Resoluções.
83. As TUSDg associadas às centrais de geração vencedoras de leilão que alteraram seus acessos posteriormente ao certame para a Rede Básica, nos termos do §3º do art. 20-A da Resolução
Normativa nº 349/2009, terão seus valores mantidos como TUST-RB durante 10 ciclos tarifários a contar daquele da entrada em operação comercial das centrais de geração prevista no edital,
sendo apenas atualizadas monetariamente pelo IAT nesse período. Terminando a citada validade, as TUST-RB passam a ser estabelecidas conforme metodologia vigente aplicada às demais centrais
de geração que acessam à Rede Básica.
84. A mudança de regime metodológico das tarifas atualmente homologadas para a métrica descrita na seção 5 incorrerá em alguma das seguintes condições:
i. Para as TUST-RB homologadas nos termos da ResoluçãoNormativa nº 267/2007, caso tenha findado oprazo devalidade do conjunto de TUST-RB homologado;
ii. Para as TUST-RB homologadas nos termos da Resolução Normativa nº 559/2013, nas seguintes condições:
ii.a) vencida a validade da outorga da central de geração vencedora de leilão do ACR, com TUST-RB pré-estabelecida ao certame; ou
ii.b) para a central de geração não conformada no item (ii.a) desde que: vencida a validade de 10 ciclos tarifários da TUST-RB ou da outorga; ou tenha a outorga renovada,
prorrogada ou relicitada, o que ocorrer primeiro dentre os critérios deste item.
iii. Alteração de pontode conexão em relação ao considerado no estabelecimento da TUST-RB; ou
iv. Aumento acima de 10% da máxima potência injetável considerada no estabelecimento da TUST-RB.
85. A mudança de regime metodológico de que trata o parágrafo 83, deverá considerar período de transição a fim de atenuar variações tarifárias abruptas entre a TUST-RB Nova recalculada e a
Vigente antes do recálculo, atualizada pelo IAT para a mesma referência de preços da TUST-RB nova, nos seguintes termos:
TUST-RBCiclo 1 = 1/3 x TUST-RBNova + 2/3 x TUST-RBVigente
TUST-RBCiclo 2 = 2/3 x TUST-RBNova + 1/3 x TUST-RBVigente
86. O parágrafo 84 aplica-se indistintamente a todo o segmento geração para quaisquer movimentos tarifários (aumentos ou reduções), exceto:
i. Para as centrais de geração cuja remuneração seja integralmente oriunda de cotas de garantia física destinadas ao atendimentodo ACR;
ii. Para as centrais relativas ao item (i) que alterarem seu regime para qualquer outroque enseje a comercialização de energia elétrica; e
iii. A partir do ciclo 2022/2023, para as centrais de geraçãocuja TUST estabilizada tenha sido fixada nos termos da Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007.
87. Excepcionalmente, para as centrais de geração que tiveram a TUST estabilizada fixada nos termos da Resolução Normativa nº 267, de 5 de junho de 2007, e reduzida com a aplicação do cálculo
da transição de que trata o caput do art. 8º da Resolução Normativa nº 559/213 até o ciclo tarifário 2021/2022, os valores resultantes devido à aplicação desta regra de transição deverão ser
creditados para essas centrais geradoras no ciclo tarifário 2022/2023 devidamente atualizado pelo Índice de Atualização de Transmissão – IAT.
88. No ciclo 2022/2023 se dará o início (ciclo N-1) da métrica disposta na seção 5 para estabelecimento das Tarifas de Partida dos pontos de conexão de Rede Básica modelados neste ciclo.
89. Para o ciclo tarifário 2023/2024, a participação 𝑃𝐷𝑅 será igual a 90% e 𝑃𝐷𝑁 igual a 10%.
90. Para o ciclo tarifário 2024/2025, a participação 𝑃𝐷𝑅 será igual a 80% e 𝑃𝐷𝑁 igual a 20%.
91. Para o ciclo tarifário 2025/2026, a participação 𝑃𝐷𝑅 será igual a 70% e 𝑃𝐷𝑁 igual a 30%.
92. Para o ciclo tarifário 2026/2027, a participação 𝑃𝐷𝑅 será igual a 60% e 𝑃𝐷𝑁 igual a 40%.
93. Do ciclo 2027/2028 em diante, a participação 𝑃𝐷𝑅 será iguala 50% e 𝑃𝐷𝑁 igual a 50%.
11. GLOSSÁRIO
94. Na tabela abaixo, estão listadas as definições dos termos utilizados neste submódulo.
Informação Unidade Definição
ACR --- Ambiente de Contratação Regulado
AMSE --- Apuração Mensal dos Serviços e Encargos de Transmissão
Barra --- Ponto de Conexão
CUST --- Contrato de Uso doSistema de Transmissão.
Cotas-parte de Itaipu % Percentuais referentes à produção de Itaipu atribuídos às distribuidoras das regiões Centro Oeste, Sudeste e Sul.
DIT --- Demais Instalações de Transmissão
Potência contratada
Itaipu
MW Potência a contratada pelas distribuidoras por meio de cotas-partes a cada ano civil junto à ELETROBRAS, referentes à Itaipu.
Informação Unidade Definição
EC R$ Encargo de Conexãoàs Instalações de Transmissão.
EUST R$ Encargos de Uso doSistema de Transmissão.
IAT % Índice de Atualização da Transmissão.
IGP-M % Índice Geral de Preços ao Mercado publicado pela Fundação Getúlio Vargas – FGV.
IPCA % Índice de Preços ao Consumidor Amplo publicadopelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE.
IVI % Índice de Variação da Inflação definido no contrato de concessão de transmissão.
MUST MW Montante de Uso do Sistema de Transmissão.
PA R$ Parcela de Ajuste.
Parcela TUSDgONS R$
Parcela arrecadada por meio da componente TUSDg-ONS, referente ao custeio do ONS, em função de geradores que acessam Redes
Unificadas.
Parcela TUSDg-T R$
Parcela arrecadada por meio da componente TUSDg-T,referente aos geradores em Redes Unificadas que exportam para a Rede
Básica.
PDE --- Plano Decenal de Energia Elétrica
P&D % Taxa de Pesquisa e Desenvolvimento
PET --- Plano de Expansão da Transmissão
PELP --- Plano de Expansão de Longo Prazo
RAP R$ Receita Anual Permitida.
RU --- Redes Unificadas (redes de âmbito de distribuição em tensão de 88 kV e 138 kV)
RB --- Rede Básica
SIGET --- Sistema de Gestão da Transmissão
Tarifa de Itaipu R$/MW Tarifa mensal de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu a ser aplicada aos seus cotistas-parte.
TFSEE % Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica
TMD % Taxa Média de Depreciação
TUSDg R$/kW.mês Tarifas de Uso doSistema de Distribuição associada às centrais de geração conectadas em Redes Unificadas.
TUST R$/kW.mês Tarifas de Uso doSistema de Transmissão.
Informação Unidade Definição
TC R$/kW.mês TUST-RB Controlada da barra.
TB R$/kW.mês TUST-RB da Barra calculada anualmente.
TP R$/kW.mês TUST-RB de partida para o controle tarifário.
TUST-RB R$/kW.mês Tarifas de uso do sistema de transmissão destinadas a custear as instalações da rede básica.
TUST-FR R$/kW.mês Tarifas de uso do sistema de transmissão destinadas a custear as instalações da rede básica de fronteira e DIT compartilhadas.
WACC % Wheighted Average Cost of Capital (Custo Médio Ponderado de Capital)
ANEXO I – CUSTOS DE REPOSIÇÃO UTILIZADOS NA BASE DE DADOS PARA CÁLCULO DA TUST-RB.
Custos de Reposição das Linhas de Transmissão
Nível de Tensão (kV)
Custo 19971
(R$ x 1000 / km)
Custo Banco de Preços ANEEL1
(R$ x 1000 / km)
765 429,68 1.257,07
500 314,51 855,43
440 294,45 668,35
345 202,35 479,91
230 125,31 292,28
Custos de Reposição de Vãos de Linhas e Transformadores
Nível de Tensão (kV)
Configuração de
Barramentos
Custo Banco de Preços ANEEL1
(R$ x 1000)
765 Disjuntor e Meio - DJM 16.706,87
500 Disjuntor e Meio - DJM 15.211,84
440 Disjuntor e Meio - DJM 13.691,89
345 Barra Dupla 5 Chaves - BD5 8.612,11
230 Barra Dupla 4 Chaves - BD4 5.442,35
Bancos de Autotransformadores
Primário (kV)
Secundário
(kV)
Custo Médio Banco de Preços ANEEL1
(R$ x 1000) / MVA
765 500 26,75
765 345 27,48
550 440 31,91
525 345 47,29
525 138 51,07
500 345 42,72
500 230 45,97
500 138 52,72
500 69 108,68
440 345 41,62
440 230 51,40
440 138 68,83
345 300 42,93
345 230 48,01
345 138 50,73
230 161 62,69
230 138 63,96
Autotransformadores trifásicos
Primário (kV)
Secundário
(kV)
Custo Médio Banco de Preços ANEEL1
(R$ x 1000) / MVA
500 345 31,57
500 230 25,60
345 230 39,52
345 138 46,04
300 138 50,73
230 138 48,34
230 88 75,13
230 34 74,78
Banco de Transformadores
Primário (kV)
Secundário
(kV)
Custo Médio Banco de Preços ANEEL1
(R$ x 1000) / MVA
500 138 53,65
440 230 55,38
440 138 75,65
440 88 61,40
440 16 76,95
345 138 63,42
345 10,5 114,99
230 138 74,80
230 88 76,66
230 69 73,10
230 13 55,32
Transformadores Trifásicos
Primário (kV) Secundário (kV)
Custo Médio Banco de Preços ANEEL1
(R$ x 1000) / MVA
500 345 45,89
500 138 52,17
345 34,5 66,70
345 20 42,37
345 13,8 124,30
230 138 63,80
230 115 116,39
230 88 101,13
230 69 60,00
230 34 79,73
230 20 52,13
230 13,8 66,04
230 13 88,343
230 11 111,00
225 138 63,80
1 Ref.: Jun/2012
2 Adotada a relação 230/12,3 kV como referência, visto que a relação 230/13 kV não existe no Banco de Preços de Referência ANEEL.