Documento em Binder1 - ONS

ONS RE 2.2/0029/2012 

RELATÓRIO DE 

APURAÇÃO MENSAL 

DE SERVIÇOS E 

ENCARGOS DE 

TRANSMISSÃO 

MARÇO/2012 

Relatório de Apuração Mensal de Serviços e Encargos de 

Transmissão, emitido pela Gerência de Contabilização e 

Monitoração de Contratos em 13/04/2012. 

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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 

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 

CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista 

ELETROSUL Centrais Elétricas S.A. – ELETROSUL 

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

ONS RE 2.2/0029/2012 – Relatório de Apuração Mensal de Serviços e Encargos da Transmissão – Março/2012 3

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 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 

Ribeirão Preto Transmissora de Energia S.A. – RPTE 

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 

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 

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 . 

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. 

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 

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. 

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 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 

Cristiane Aparecida C. de Araujo (21) 2203-9544 caraujo@ons.org.br 

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

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

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

GCC-3 

contabilizacao@ons.org.br 


Sumário 

1 INTRODUÇÃO .................................................................................................................. 14 

2. OBJETIVO ........................................................................................................................ 14 

3. DEFINIÇÕES .................................................................................................................... 15 

4. GERENCIAMENTO DOS PARÂMETROS DOS CONTRATOS ....................................... 16 

4.1 Modelo de Cálculo dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão - EUST .... 16 

4.2 Tarifas e Encargos de Uso da Rede Básica .............................................................. 18 

4.3 Encargos de Itaipu ...................................................................................................... 19 

4.4 Novas Concessionárias de Transmissão .................................................................. 19 

4.5 Novos Usuários ........................................................................................................... 20 

4.6 Agentes Descontratados ............................................................................................ 20 

4.7 Número de Agentes Participantes na AMSE ............................................................. 20 

Tipo 20 

4.8 Atualização de Cadastros ........................................................................................... 21 

5. ENCARGOS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO - EUST ................................. 22 

5.1 Encargos de Uso do Sistema de Transmissão – EUST - Rede Básica ................... 22 

5.1.1. Novas TUSTs complementares à Resolução 1173/2011 ........................................ 22 

5.1.2. Alterações nos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão – EUST ............... 23 

5.1.3. Consumidores com CUST Temporários ou Reserva de Capacidade ................... 27 

5.1.4. Agente Importador/Exportador Temporário ............................................................ 27 

5.1.5. Encargos de Uso dos Consumidores Potencialmente Livres ............................... 28 

5.1.6. Valores dos Encargos de Uso da Rede Básica ....................................................... 28 

5.1.7. Valores dos Adicionais de Encargos e Adicionais de Ultrapassagem ................. 28 

Agentes de Distribuição ...................................................................................................... 28 

Consumidores Livres e Potencialmente Livres ................................................................. 30 


5.2 Encargos de Uso do Sistema de Transmissão – Rede Básica de Fronteira .......... 30 

5.3 Balanço dos Encargos de Uso da Transmissão ....................................................... 30 

5.4 Encargos Setoriais – CCC, CDE e PROINFA ............................................................. 31 

6. RECEITA DOS AGENTES DE TRANSMISSÃO .............................................................. 33 

6.1. Receitas das Instalações em Operação Antes do Ciclo Tarifário Vigente ............. 33 

6.1.1. RBSE / RBL .................................................................................................................. 33 

6.1.2. RBNI .............................................................................................................................. 34 

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

Ciclo Tarifário Vigente ......................................................................................................... 34 

6.2.1. Receitas de Novas Instalações Pertencentes à Concessões Licitadas (RBL) ..... 35 

6.2.2. Receitas de Novas Instalações Autorizadas (RBNIA) ............................................ 39 

6.4. Parcela Variável Associada à Disponibilidade de Instalações .............................. 42 

6.5. Ressarcimento devido à Sobrecarga em Transformadores .................................... 43 

6.6. Insumo à Parcela de Ajuste 2011-2012 – PA - jun/11-mai/12 ................................ 44 

7. ORÇAMENTO DO ONS ................................................................................................... 44 

8. DEMONSTRATIVO DE RECEITAS DAS TRANSMISSORAS E DO ONS ...................... 44 

8.1 Antecipação de Receita .............................................................................................. 44 

8.2 Resumo ........................................................................................................................ 45 

9. REFERÊNCIAS ................................................................................................................ 45 

10. ANEXOS ........................................................................................................................... 46 

11. CRÉDITOS ....................................................................................................................... 46 


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

- Resolução Homologatória nº. 1171, de 28 de junho de 2011, retificada segundo publicação 

no Diário Oficial da União em 01 de julho de 2011, 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. 1173, de 28 de junho de 2011, retificada segundo publicação 

no Diário Oficial da União em 30 de junho de 2011, 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. 1171, para o ciclo tarifário 2011-2012, 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. 

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 

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 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 i 

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 

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

Rede Básica [R$]; 


π G i 

G 

du 

T i 

dmês 

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 

E DL 

π 

D 

D i 

L i 

Encargo de uso da transmissão atribuído a uma determinada concessionária de distribuição [R$]; 

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 i 

π D i 

DCL i 

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. 

du 

EET 

= π D 

i E 

⋅ 

i ET 

⋅ 

[R$/mês] 

i 

dmês 

Sendo: 

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. 1173/2011 de 28/06/11 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 2011/2012 (julho de 2011 a junho de 2012), conforme estabelecido na 

Resolução Homologatória nº. 1173/11, a tarifa de uso da UHE Itaipu é 3.462,00 (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 

A seguinte concessão de transmissão foi integrada ao processo de Apuração Mensal de Serviços 

e Encargos da Transmissão – AMSE nesta apuração: 

CÓD CONCESSIONÁRIA SIGLA CPST nº 

1096 

Catxerê Transmissora de 

Energia S.A. 

MEMÓRIA DE 

CÁLCULO DA 

RECEITA 

(nº. Anexo) 

DADOS 

CADASTRAIS 

(nº. Anexo) 

CATXERÊ 011/2009 4.1 01 


4.5 Novos Usuários 

Nesta apuração, foi integrado ao processo da AMSE, o seguinte usuário: 

Cód Sigla Tipo CUST nº 

Cálculo 

(nº. Anexo) 

Dados 

Cadastrais 

(nº. Anexo) * 

5108 TOYOTA Consumidor Livre 008/2012 4.2 02 

* Anexo constante no Relatório de Alterações Cadastrais e Novos Cadastros nº 0015/2012 do mês de fevereiro/12 

4.6 Agentes Descontratados 

Neste mês, nenhum agente foi desconsiderado do processo da AMSE por motivo de 

descontratação. 

4.7 Número de Agentes Participantes na AMSE 

CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO 

Privadas Públicas Total 

Empresas Concessões Empresas Concessões Empresas Concessões 

63 69 9 25 73 94 

USUÁRIOS 

Permanentes Temporários Total 

233 07 240 

* 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. 

** 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). 

Tipo 

Contratados 

Permanentes Temporários Total 

Com encargos 

no mês 

Distribuidores 47 0 47 47 

Geradores 105 0 105 105 

Importadores 0 0 0 0 

Exportadores 0 1 1 1 

Consumidores Livres 81 6 87 86 * 

Total de Usuários 233 7 240 237 

* O consumidor livre BRASKEM(COPENE)-RC não utlilizou sua reserva de capacidade contratada no mês de fevereiro 

e como também não tinha encargos setoriais associados, não participou da AMSE neste mês de março/12. 


4.8 Atualização de Cadastros 

Os seguintes cadastros foram alterados por solicitação dos agentes: 

CÓDIGO SIGLA ITENS ALTERADOS 

NOVOS 

DADOS 

(nº do anexo) 

1085 TER Dados bancários 03 

2006 CBA 

Dados de Representante para Envio de 

Documentos 

2019 CEMIG-D Representante para Assuntos Financeiros 05 

2024 CJE(JAGUARI) 

2029 CLPE(CPEE) 

2030 CPFL 

2031 CSPE 

2042 PIRATININGA 

Representante para Envio de Documentos e 

Assuntos Financeiros 









2043 RGE Representante para Envio de Documentos 11 

2045 SANTA CRUZ 

2047 MOCOCA 

3007 CBA (CONS. MACHADINHO) 

3008 CBA (UHE PIRAJÚ) 

3009 CEB LAJEADO(CONS. LAJEADO) 

3018 CEMIG(CONS. PORTO ESTRELA) 









Endereço da Empresa e Dados de Representante 

de Envio de Documentos 



3021 CGTEE Inscrição Estadual 18 

3062 VCB (CONS. MACHADINHO) 

3083 

VOTORANTIM (UHE PEDRA DO 

CAVALO) 

3089 CEMIG(CONS. AIMORÉS) 

3090 BAESA(UHE BARRA GRANDE) 

3123 ECM(UTE CAMAÇARI MURICY I) 

3145 RIO VERDINHO 













04 

06 

07 

08 

09 

10 

12 

13 

14 

15 

16 

17 

19 

20 

21 

22 

23 

24 


CÓDIGO SIGLA ITENS ALTERADOS 

3166 USJ (UTE QUIRINÓPOLIS) 

3179 UTE NARDINI 



Endereço da Empresa e Dados de Representante 

para Envio de Documentos 

NOVOS 

DADOS 

(nº do anexo) 

5006 CBA(CABREÚVA)-P Representante para Envio de Documentos 27 

5070 VOTORANTIM(NIQUELÂNDIA)-P Representante para Envio de Documentos 28 

5078 

VOTORANTIM SIDERURGIA 

(SBM)-P 

Representante para Envio de Documentos 29 

5083 MIRABELA-P Dados do Representante 30 

5096 USJ (UTE QUIRINÓPOLIS)-CARGA 



8012 MINERAÇÃO CARAÍBA-PL Representante para Assuntos Financeiros 32 

25 

26 

31 

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

Novos Cadastros e Alterações Cadastrais – Fevereiro/2012 (RE 2.2/0024/2012). 

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 1173/2011 

Nesta apuração foram apuradas em regulamentação complementar à Resolução Homologatória 

1173/11, as seguintes TUST: 

Cód. Usuário Ponto de Conexão Regulamentação 

2033 ELEKTRO 

TOYOTA 

ATIBAIA 3 – 138 kV 

CEDASA – 138 kV 

TOYOTA – 230 kV 

Despacho nº 674 de 01/03/12 

(ANEXO 10.3) 

Despacho nº 817 de 12/03/12 

(ANEXO 10.4) 


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

apresentados nos anexos 1, 2 e 3 deste relatório. 

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. 

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. 

• A partir do mês de agosto de 2011, o agente de geração CGTEE-G (3021) vem sendo 

ressarcido dos EUST cobrados a maior referentes à UTE Candiota III, conforme estabelecido 

na Nota Técnica nº066/2011-SRT/ANEEEL que subsidia a REH 1.173/11. Nesta apuração 

está sendo compensada a 8ª parcela de um total de 9. O cronograma de compensação do 

passivo citado é apresentado a seguir: 

Cronograma de compensação da CGTEE-G 

Mês saldo Enc. Mensal 

Valor a 

compensar no 

mês 

Encargo a ser 

Pago 

ago/11 (10.626.103,89) 2.096.215,88 (1.180.678,21) 915.537,67 

set/11 (9.445.425,68) 2.096.215,88 (1.180.678,21) 915.537,67 

out/11 (8.264.747,47) 2.096.215,88 (1.180.678,21) 915.537,67 

nov/11 (7.084.069,26) 2.096.215,88 (1.180.678,21) 915.537,67 

dez/11 (5.903.391,05) 2.096.215,88 (1.180.678,21) 915.537,67 

jan/12 (4.722.712,84) 2.096.215,88 (1.180.678,21) 915.537,67 

fev/12 (3.542.034,63) 2.096.215,88 (1.180.678,21) 915.537,67 

mar/12 (2.361.356,42) 2.096.215,88 (1.180.678,21) 915.537,67 

abr/12 (1.180.678,21) 2.096.215,88 (1.180.678,21) 915.537,67 

(1) Ressarcimento conforme Desp. nº 2444 de 07/06/11 e Nota Téc. nº 066/11 que subsidia a REH 1173/11 

(2) Previsão de pagamento normalizado em junho de 2012. 

Período em 

que o agente 

tem 

desconto na 

AMSE 


• De acordo com o item III.7.2. da Nota Técnica nº066/2011-SRT/ANEEL, fica estabelecido o 

passivo de EUST relativos à contratação da UHE Samuel pela ELETRONORTE-G (3039) 

referentes ao período de outubro/2009 a maio/2010. O montante estabelecido no valor de R$ 

17.651.122,76 está sendo cobrado neste ciclo tarifário em 12 (doze) parcelas de R$ 

1.470.926,90. Este mês está sendo cobrada a 9ª parcela. O cronograma de compensação do 

passivo citado é apresentado a seguir: 

Cronograma de compensação da ELETRONORTE-G 

Mês saldo Enc. Mensal 

Valor a 

compensar no 

mês 

Encargo a ser 

Pago 

jul/11 17.651.122,80 57.031.297,50 1.470.926,90 58.502.224,40 

ago/11 16.180.195,90 57.031.297,50 1.470.926,90 58.502.224,40 

set/11 14.709.269,00 57.031.297,50 1.470.926,90 58.502.224,40 

out/11 13.238.342,10 57.031.297,50 1.470.926,90 58.502.224,40 

nov/11 11.767.415,20 57.031.297,50 1.470.926,90 58.502.224,40 

dez/11 10.296.488,30 57.031.297,50 1.470.926,90 58.502.224,40 

jan/12 8.825.561,40 57.031.297,50 1.470.926,90 58.502.224,40 

fev/12 7.354.634,50 57.031.297,50 1.470.926,90 58.502.224,40 

mar/12 5.883.707,60 57.031.297,50 1.470.926,90 58.502.224,40 

abr/12 4.412.780,70 57.031.297,50 1.470.926,90 58.502.224,40 

mai/12 2.941.853,80 57.031.297,50 1.470.926,90 58.502.224,40 

jun/12 1.470.926,90 57.031.297,50 1.470.926,90 58.502.224,40 

(1) Ressarcimento conforme item III.7.2 da Nota Téc. nº 066/11 que subsidia a REH 1173/11 

(2) Previsão de pagamento normalizado em julho de 2012. 

Período em 

que o agente 

paga 

adicional 

• 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. 

• Permanece pendente posicionamento da ANEEL a respeito da necessidade de 

compensação dos EUST do agente de geração BORBOREMA (UTE Campina Grande) – 

cod. 3137, referentes aos meses anteriores a janeiro de 2011. 

• Em função da mudança do MUST contratado relativo à UHE Estreito de 670,7 MW para 

804,8 MW, os agentes participantes do consórcio, CEE(Cons.Estreito) – cód. 3158, 

INTERCEMENT(Cons.Estreito) cód. 3159, ESTREITO(Cons.Estreito) – cód. 3160 e 

VALE(Cons.Estreito) – cód. 3161, tiveram seus EUST alterados neste mês. 

• 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: 


Cód. 

Agente de Geração 

TUST (R$/MW .mes) 

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 Portaria nº747 de 24/08/10 

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 11/02/2009 

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

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

Distribuidores e Consumidores Livres / Potencialmente Livres 

Em função de alterações de MUST previstas ou assinatura de novos aditivos contratuais, 

estão sendo alterados os EUST dos pontos de conexão dos seguintes agentes de consumo: 

Cód. SIGLA Ponto de Conexão 

C.INDUSTRIAL - 023 

CACHOEIRINHA 1 - 138 

POLO PETROQUÍMICO - 230 

PORTO ALEGRE 9 - 069 

Vigência 

da 

Alteração 

CUST 

Referência 

Nº Adit. 

2001 AES-SUL 

SANTA CRUZ 1 - 069 

SANTA CRUZ 1 - 13,8 

SANTA MARIA 3 - 069 

SÃO BORJA 2 - 069 

SCHARLAU - 138 

URUGUAIANA 5 - 069 

Jul a Dez/11 106/2002 19 

2011 CELESC XANXERÊ - 138 kV 

A partir de 

fev/12 

129/2002 20 


Cód. SIGLA Ponto de Conexão 

VESPASIANO – 138 kV 

2019 CEMIG 

MONTES CLAROS 2 – 138 kV 

2027 COPEL-D FIGUEIRA – 138 kV 

ATIBAIA 3 – 138 kV 

2033 ELEKTRO 

CEDASA – 138 kV 

RIO CLARO 1 – 138 kV 

Vigência 

da 

Alteração 

Abr a Jun/11 

A partir de 

mar/12 

A partir de 

dez/11 

A partir de 

jan/12 

A partir de 

dez/11 

CUST 

Referência 

Nº Adit. 

074/2002 

Desp. 

ANEEL nº 

715/12 

17 

18 

119/2002 27 

- 

• A partir do mês de setembro de 2011, estão sendo compensados os de EUST do 

consumidor TKCSA(UTE ATLÂNTICO – CARGA)-P (5099) referentes aos valores não 

cobrados nos meses de abril, maio e junho de 2011, segundo disposto no Despacho nº 

3528 de 30/08/2011. Este mês está sendo cobrada a 7ª parcela das 10 previstas. O 

cronograma de compensação do montante citado é apresentado na tabela a seguir: 

Cronograma estimado de compensação da (UTE ATLÂNTICO - CARGA) 

Mês saldo (*) Enc. Mensal 

Valor a 

compensar 

no mês 

Encargo a ser 

Pago 

set/11 1.781.562,07 648.600,00 178.156,21 826.756,21 

out/11 1.603.405,86 648.600,00 178.156,21 826.756,21 

nov/11 1.425.249,66 648.600,00 178.156,21 826.756,21 

dez/11 1.247.093,45 648.600,00 178.156,21 826.756,21 

jan/12 1.068.937,24 648.600,00 178.156,21 826.756,21 

fev/12 890.781,04 648.600,00 178.156,21 826.756,21 

mar/12 712.624,83 648.600,00 178.156,21 826.756,21 

abr/12 534.468,62 648.600,00 178.156,21 826.756,21 

mai/12 356.312,41 648.600,00 178.156,21 826.756,21 

jun/12 178.156,21 648.600,00 178.156,21 826.756,21 

Período de 

pagamento 

de adicional 

(*) Passivo conforme Despacho nº 3528 de 30/08/11 . 

(**) Previsão de pagamento normalizado em junho de 2012. 


• 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 janeiro de 2011, 

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* 

(%) 

5097 UTE ELDORADO(Carga) - P 49,865303 

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

no ANEXO 2 deste relatório. 

5.1.3. Consumidores com CUST Temporários ou 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. 

Nesta apuração, foram apurados os EUST do consumidor ESB(JIRAU)-T, decorrentes do uso 

do sistema de transmissão no mês anterior. 

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

BRASKEM(COPESUL)-RC (cód. 5081), TKCSA-RC (5098). 

Após solicitação do agente PETROBRÁS(UTE C.FURTADO)-RC (cód. 5105), os dados de 

medição referentes aos meses de dezembro a fevereiro foram revistos, ocasionando 

retificação dos EUST cobrados no mês de dezembro. 

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 fevereiro de 2012. O 

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

relatório. 

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 

Tabela 1.2 

Tabela 1.3 

Tabela 1.4 

Tabela 1.5 

Encargos de Uso dos Agentes de Distribuição - Rede Básica; 

Encargos de Uso dos Agentes de Geração – Rede Básica; 

Encargos de Uso dos Consumidores Livres Permanentes – Rede Básica; 

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, para os agentes de distribuição, foram apurados adicionais referentes aos meses de 

abril e maio de 2011. A tabela a seguir, apresenta o resumo dos valores apurados referentes a 

abril de 2011: 


COD 

Usuários 

Adicionais 

devido à 

Superação de 

MUST - 

REDE BÁSICA * 

(R$) 

Adicionais 

devido à 


MUST - REDE DE 

FRONTEIRA (R$) 

Total Adicionais 

(R$) 

2004 CAIUA 1.512,64 1.720,67 3.233,31 

2009 CEEE - D 18.647,69 1.544,06 20.191,75 

2012 CELG - D 15.103,53 29.294,66 44.398,19 

2013 CELPA 76.962,67 63.705,12 140.667,79 

2016 CELTINS-D 15.426,10 10.103,44 25.529,54 

2019 CEMIG - D 121.078,57 5.113,74 126.192,31 

2024 CJE (JAGUARI) 388,59 359,89 748,48 

2025 COELBA - D 24.062,07 8.072,05 32.134,12 

2027 COPEL - D 37.868,49 3.938,11 41.806,60 

2030 CPFL - D 3.312,01 3.034,11 6.346,12 

2033 ELEKTRO 11.048,02 10.231,81 21.279,83 

2035 ELETROPAULO 6.045,19 14.124,30 20.169,49 

2040 LIGHT - D 303.901,34 107.033,94 410.935,28 

TOTAL 

635.356,91 258.275,90 893.632,81 

A tabela a seguir, apresenta o resumo dos valores apurados referentes a maio de 2011: 

COD 

Usuários 

Adicionais 

devido à 


MUST - 

REDE BÁSICA * 

(R$) 

Adicionais 

devido à 


MUST - REDE DE 

FRONTEIRA (R$) 

Total Adicionais 

(R$) 

2001 AES-SUL 3.720,88 623,00 4.343,88 

2002 BANDEIRANTE 753,94 613,49 1.367,43 

2004 CAIUA 13.361,60 15.285,22 28.646,82 

2009 CEEE - D 22.421,39 - 22.421,39 

2012 CELG - D 137.416,22 69.712,27 207.128,49 

2013 CELPA 124.662,93 103.188,56 227.851,49 

2014 CELPE 19.982,03 2.675,45 22.657,48 

2017 CEMAR 7.050,46 6.067,08 13.117,54 

2019 CEMIG - D 442.323,82 86.659,53 528.983,35 

2024 CJE (JAGUARI) 4.311,24 3.992,80 8.304,04 

2025 COELBA - D 73.863,86 12.719,87 86.583,73 

2032 DME 84.284,38 16.971,94 101.256,32 

2033 ELEKTRO 10.230,05 9.444,62 19.674,67 

2036 ENERGIPE 21.007,36 4.077,67 25.085,03 

2040 LIGHT - D 425.179,46 149.779,26 574.958,72 

2043 RGE 44.697,40 20.606,96 65.304,36 

TOTAL 

1.435.267,02 502.417,72 1.937.684,74 


Consumidores Livres e Potencialmente Livres 

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

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

Observa-se que o agente PORTO DO PECÉM(Cant.Obras)-P (cód. 5093) teve seus adicionais 

retificados este mês em virtude de retificação dos valores de medição considerados conforme 

demonstrativo de cálculo constante no ANEXO 2. 

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 ocorreram 

em função do processo de recontratação dos MUST de todas as distribuidoras conforme já 

descrito no item 5.1.2 deste relatório. O demonstrativo de cálculo do encargo de uso da Rede 

de Fronteira referente aos agentes de distribuição, 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 março de 2012 e no 

ciclo tarifário 2011/2012. 

USUÁRIOS 

Encargos de Uso da Transmissão 

R.Básica R.Fronteira Total Março 

Total Ciclo 11/12 

Distribuidores 468.850.335,83 119.371.369,39 588.221.705,22 2.986.943.026,30 

Distribuidores (Itaipu) 39.622.590,40 0,00 39.622.590,40 212.466.584,60 

Geradores 366.934.326,65 0,00 366.934.326,65 1.866.223.876,53 

Importadores 0,00 0,00 0,00 

Consumidores Livres/Pot.Livres 37.778.346,91 277.579,51 38.055.926,42 187.873.688,46 

Usuários Temporários 1.032.832,03 0,00 1.032.832,03 31.639.672,57 

Abatimento devido a PV * (5.329.875,59) (1.059.803,17) (6.389.678,76) (28.960.727,89) 

Total Encargos de Uso 908.888.556,23 118.589.145,73 1.027.477.701,96 5.256.186.120,58 

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 

G própria 

: Energia Consumida 

: Geração própria proveniente de autoprodução ou produção independente 

T CCC isol. : Tarifa de CCC do Sistema Isolado 

T CDE 

T PROINFA 

: Tarifa de CDE 

: 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 fevereiro 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 1173/11 e válidas no ciclo tarifário - de 

julho de 2011 a junho de 2012 (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 

• Está sendo cobrada a 3ª parcela de 3 (três), referente aos encargos setoriais retraotivos do 

consumidor VALLOUREC & SUMITOMO (5088) relativos ao consumo do período de 

setembro a dezembro de 2011. 

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

no ciclo tarifário 2011/2012: 

Encargos Setoriais 

Encargos de CCC 

Encargos de CDE 

Encargos de PROINFA 

Total Encargos Setoriais 

Total Março Total Ciclo 11/12 

50.523.742,64 293.508.341,15 

19.084.800,71 91.214.098,68 

18.987.087,90 104.024.125,64 

88.595.631,25 488.746.565,47 

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 2011-2012, 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 1171/11 de 28/06/11. 

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 1171/11, 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 já entraram 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) e 

ELETRONORTE (LT R.G./ BALSAS). 

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 

1.171/12 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 1171/11 e são apresentadas na tabela 5.2 do ANEXO 5 deste relatório. 

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, 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, em função da emissão de Termos de Liberação Provisória – TLP associados a 

instalações licitadas, as seguintes concessões de transmissão passaram a participar da AMSE: 

1096 – CATXERÊ 

Item 

Termo de 

Liberação 

ONS 

Instalação Tipo CCO 

Entrada 

em 

Operação 

RAP 

Associada 

1 003/D/3/2012 

2 003/D/3/2012 

3 003/D/3/2012 

4 003/D/3/2012 

5 003/D/3/2012 

6 003/D/3/2012 

7 003/D/3/2012 

8 004/D/3/2012 

8 004/D/3/2012 

9 004/D/3/2012 

10 004/D/3/2012 

Construção do 2º circuito, em 500 kV, da LT 

Ribeirãozinho - Rio Verde Norte, com 

extensão de 242 km. 

Instalar na SE Ribeirãozinho, uma entrada de 

linha, em 500 kV, para o 2º circuito da LT 500 

kV Ribeirãozinho - Rio Verde Norte. 

Instalar na SE Rio Verde Norte, uma entrada 

de linha, em 500 kV, para o 2º circuito da LT 

500 kV Ribeirãozinho - Rio Verde Norte. 

Instalar, na SE Ribeirãozinho, um banco de 

reatores monofásicos de linha RT5 500 kV - 

3x33,33 Mvar para o circuito 2 da LT 

Ribeirãozinho - Rio Verde Norte. 

Instalar, na SE Ribeirãozinho, um módulo de 

conexão fixo, em 500 kV, para o banco de 

reatores de linha RT5 500 kV - 3x33,33 Mvar. 

Instalar, na SE Rio Verde Norte,um bancode 

reatores monofásicos de linha RT5 500 kV- 



Instalar, na SE Rio Verde Norte, um módulo 

de conexão fixo, em 500 kV,para obanco de 


Construção do 2º circuito, em 500 kV,da LT 

Cuiabá -Ribeirãozinho, com extensão de364 

km. 

Instalar na SE Cuiabá, uma entrada de linha, 

em 500 kV,para o2º circuito da LT 500 kV 

Cuiabá - Ribeirãozinho. 

Instalar na SE Ribeirãozinho, uma entradade 

linha, em 500 kV,para o2º circuitoda LT500 

kV Cuiabá - Ribeirãozinho. 

Instalar, na SECuiabá, um banco dereatores 

monofásicos de linha RT3 500 kV -3x53,33 

Mvar, fixo, para o circuito 2 da LT 500 kV 

Cuiabaá - Ribeirãozinho. 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 



Termo de 

Liberação 



Entrada 


Operação 

RAP 

Associada 

11 004/D/3/2012 

12 004/D/3/2012 

13 004/D/3/2012 

14 005/D/3/2012 

15 006/D/3/2012 

16 007/D/3/2012 

17 009/D/3/2012 

18 009/D/3/2012 

19 010/D/3/2012 

20 011/D/3/2012 

21 012/D/3/2012 

22 013/D/3/2012 

23 031/D/3/2012 

24 031/D/3/2012 

Instalar, na SE Cuiabá, um módulo de 

conexão manobrável, em 500 kV, para o 

banco de reatores de barra RT4 500 kV - 

3x45,33 Mvar, arranjo disjuntor e meio. 

Instalar, na SE Ribeiraozinho, um banco de 

reatores monofásicos de linha RT4 500 kV- 

3x53,33 Mvar para o circuito 2 da LT Cuiabá - 




Instalar, na SE Rio Verde Norte, uma 

interligação de barramentos IB3, em 500 kV, 

arranjo disjuntor e meio. 

Instalar, na SE Ribeirãozinho, uma 



Instalar na SE Cuiabá uma interligação de 

barramentos IB3,em 500 kV, arranjo disjuntor 

e meio. 

Instalar, na SECuiabá, um banco de reatores 

monofásicos de barra 500 kV-3x45,33 Mvar 

RT4, manobrável, arranjo disjuntor e meio. 


conexão manobrável, em 500 kV, para o 



Instalar, na SE Rio Verde Norte, um reator 

monofásico reserva RTR2 500 kV - 53,33 

Mvar. 

Instalar, na SE Ribeirãozinho, um reator 


Mvar. 



Mvar. 

Instalar, na SE Cuiabá,um reator monofásico 

reserva RTR2 500 kV - 53,33 Mvar. 

Instalar, na SE Rio Verde Norte,um banco de 

reatores monofásicos de barra 500 kV - 

3x45,33 Mvar RT6, manobrável, arranjo 

disjuntor e meio. 

Instalar, na SE Rio Verde Norte, um módulo 

de conexão manobrável, em 500 kV, para o 



RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 09/03/2012 100% 

RB 011/2009 29/03/2012 100% 

RB 011/2009 29/03/2012 100% 



Termo de 

Liberação 


25 052/P/3/2012 

26 052/P/3/2012 

27 052/P/3/2012 

Instalação 


Ribeirãozinho - Rio Verde Norte, com extensão 

de 242 km. 




Instalar na SE Rio Verde Norte, uma entrada 

de linha, em 500 kV, para o 2º circuito da LT 

500 kV Ribeirãozinho - Rio Verde Norte. 

Tipo 

CCO 

Entrada em 

Operação 

RAP 

Associada 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

28 052/P/3/2012 

29 052/P/3/2012 

30 052/P/3/2012 

31 052/P/3/2012 

32 053/P/3/2012 

33 053/P/3/2012 

34 053/P/3/2012 

35 053/P/3/2012 

36 053/P/3/2012 








Instalar, na SE Rio Verde Norte, um banco de 




Instalar,na SERio Verde Norte,um módulo de 




Cuiabá -Ribeirãozinho, com extensão de 364 

km. 

Instalar na SE Cuiabá, umaentrada de linha, 

em 500 kV, para o 2º circuito da LT 500 Kv 



linha, em 500 kV, para o2º circuito da LT 500 


Instalar, na SE Cuiabá, um banco de reatores 





conexão manobrável,em 500 kV,para obanco 

de reatores de barra RT4 500 kV -3x45,33 

Mvar, arranjo disjuntor e meio. 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

37 053/P/3/2012 



3x53,33 Mvar para ocircuito 2da LT Cuiabá - 

Ribeirãozinho. 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 



Termo de 

Liberação 


38 053/P/3/2012 

Instalação 




Tipo 

CCO 


Operação 

RAP 

Associada 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

39 054/P/3/2012 

40 055/P/3/2012 

41 056/P/3/2012 

42 057/P/3/2012 

43 057/P/3/2012 

44 058/P/3/2012 

45 058/P/3/2012 

46 059/P/3/2012 

47 060/P/3/2012 

48 061/P/3/2012 

49 062/P/3/2012 




Instalar, na SE Ribeirãozinho, uma interligação 

de barramentos IB3, em 500 kV, arranjo 



barramentos IB3, em 500 kV,arranjo disjuntor 

e meio. 





Instalar,na SERio Verde Norte,um módulo de 





monofásicos de barra 500 kV - 3x45,33 Mvar 







monofásico reserva RTR2 500 kV - 53,33 Mvar. 





Instalar, na SE Cuiabá, um reator monofásico 


RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 

RB 011/2009 05/03/2012 90% 


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: 

CEEE (1001) 

Termo de 

Item Liberação 

Instalação Tipo REA 


1 014/D/3/2012 

2 015/D/3/2012 

Instalar,na SEGuarita, um complemento para o 

módulo de entrada de linha em 230 kV,arranjo 

barra principal etransferência, do circuito 1da 

LT 230 kV Passo Fundo / Guarita.. 

Instalar, na SE Guarita, um complemento para o 

módulo de entrada de linha em 230 kV,arranjo 

barra principal etransferência, do circuito 1da 

LT 230 kV Guarita / Santa Rosa 1. 


Operação 

RAP 

Associada 

RB 1.546/08 16/03/2012 100 % 

RB 1.546/08 16/03/2012 100 % 

O demonstrativo de cálculo da receita das instalações citadas é apresentado na tabela 5.4 do 

ANEXO 5 deste relatório. 

ELETRONORTE (1012) 


Termo de 

Liberação 


Instalação 

Tipo 

REA 

Entrada 


Operação 

RAP 

Associada 

1 066/P/3/2012 

SE PERITORO: Adequação do módulo de 

infraestrutura geral 230 kV, pelo remanejamento 

do transformador de aterramento. 

RB 2.533/2010 12/03/2012 90% 




ELETROSUL (1013) 


Termo de 

Liberação 


Instalação 

Tipo 

REA 

Entrada 


Operação 

RAP 

Associada 

1 063/P/3/2012 

2 063/P/3/2012 

3 063/P/3/2012 

4 065/P/3/2012 

5 065/P/3/2012 

6 028/D/3/2012 

SE BIGUAÇU : Instalar, na SE Biguaçu, o 2º banco de 

autotransformadores monofásicos de 525/230 kV - 

672 MVA (3x 224). 

SE BIGUAÇU : Instalar, na SE Biguaçu, um módulo de 

conexão em 525 kV, arranjo Disjuntor e meio (DJM), 

para o TR2 525/230 kV. 

SE BIGUAÇU : Instalar, na SE Biguaçu, um módulo 

de conexão em 230 kV, arranjo barra dupla a quatro 

chaves (BD4), para o TR2 525/230 kV 


conexão em 525 kV, para a fase reserva do TR 

525/230 kV BIGUACU TRR1 SC, constituído por duas 

chaves seccionadoras tripolares. 


conexão em 230 kV, para a fase reserva do TR 

525/230 kV BIGUACU TRR1 SC, constituído por duas 

chaves seccionadoras tripolares. 

SE BIGUAÇU : Complementação de infraestrutura de 

módulo geral pela instalação do 2° banco de 

autotransformadores monofásicos 525/230kV- 13,8 

kV, de 3x224 MVA, cada. 

RB 2.383/2010 01/03/2012 90% 

RB 2.383/2010 01/03/2012 90% 

RB 2.383/2010 01/03/2012 90% 

RB 2.383/2010 01/03/2012 90% 

RB 2.383/2010 01/03/2012 90% 

RB 2.383/2010 01/03/2012 100% 



FURNAS (1018) 


Termo de 

Liberação 


1 048/P/3/2012 

2 048/P/3/2012 

3 048/P/3/2012 

Instalação 

SE Barro Alto: Instalar na SE Barro Alto um banco 

de transformadores monofásicos 230/69/13,8 kV 

– 3x16,67 MVA. 

SE Barro Alto: Instalar na SE Barro Alto um 

módulo de conexão de transformador em 230 

kV, arranjo barra dupla e4chaves,para obanco 

de transformadores monofásicos 230/69/13,8 kV 

– 3x16,67 MVA; 

SE Barro Alto: Instalar na SE Barro Alto, um 

módulo de conexão de transformador em 69 kV, 

arranjo barra dupla e4chaves,para obanco de 

transformadores monofásicos 230/69/13,8 kV – 

3x16,67 MVA; 

Tipo 

REA 

Entrada 


Operação 

RAP 

Associada 

RBF 1.938/2009 27/02/2012 90% 

RBF 1.938/2009 27/02/2012 90% 

RBF 1.938/2009 27/02/2012 90% 



Termo de 

Liberação 


Instalação 

Tipo 

REA 

Entrada 


Operação 

RAP 

Associada 

4 049/P/3/2012 

5 050/P/3/2012 

6 051/P/3/2012 

SE Foz do Iguaçu: Instalação de um módulo de 

interligação de barramentos (IB) em 500 kV, 

arranjo barra dupla com disjuntor e meio - DJM. 

Instalação de um módulo de conexão de 

transformador (CT) em 500 kV, arranjo barra 

dupla com disjuntor emeio -DJM,para obanco 

de autotransformadores 765/500/20 kV AT02, 

existente. 

Instalação de módulo de entrada de linha (EL) 

em 500 kV, arranjo barra dupla com disjuntor e 

meio – DJM, para o circuito 2 da linha de 

interligação da UHE Itaipu, incluindo a 

substituição de 03 transformadores de corrente 

(TA 2) e 01 disjuntor (9264), existentes. 

RB 2.069/2009 27/02/2012 90% 

RB 2.069/2009 27/02/2012 90% 

RB 2.069/2009 27/02/2012 90% 



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

foram previstas e incluídas no cálculo das TUST FR , que já vêm sendo pagas desde o início deste 

ciclo tarifário pelos agentes de distribuição conectados. Quaisquer diferenças configuradas entre 

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

Fronteira no ciclo tarifário seguinte. 

Neste mês, está sendo compensado a receita paga à ELETROSUL em função de retificação no 

cálculo dos valores pagos em fevereiro referentes ao TL 198/P/10/2012. 

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.6.d da Nota Técnica nº. 066/2011-SRT/ANEEL que subsidia a REH 

1.173/11, de 22/06/2011, a receita total anual de fronteira prevista para o ciclo 2011/2012 é de 

R$ 1.315.709.906,54 (um bilhão trezentos e quinze milhões setecentos e nove mil novecentos 

e seis reais e cinqüenta e quatro centavos), sendo, R$ 1.105.136.359,62 (um bilhão 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$ 335.561.156,45 (trezentos e trinta 

e cinco milhões quinhentos e sessenta e um mil cento e cinquenta e seis reais e quarenta e 

cinco 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 066/2011- 

SRT/ANEEL. 

As alterações nos EUST de Rede de Fronteira configuradas neste mês estão associadas às 

alterações de MUST de pontos de conexões de fronteira dos agentes descritos no item 5.1.2. 

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 

conectados a esta rede. 

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 MARÇO/12 (R$) 

Concessões de Transmissão 

Rede Básica 

Ressarcimentos / 

Compensações 

de Rede Básica 

Rede de Fronteira 

Ressarcimentos / 

Compensações de 


Total 

1001 CEEE (76.154,48) (104.006,75) (180.161,23) 

1002 CELG 0,00 (4.430,23) (4.430,23) 

1004 CEMIG (9.955,56) (63.500,92) (73.456,48) 

1006 CHESF (1.816.439,65) (147.675,35) (1.964.115,00) 

1009 CTEEP (22.156,19) (245.791,13) (267.947,32) 

1012 ELETRONORTE (335.900,14) 1.825,59 (146.417,28) 36.620,33 (443.871,50) 

1013 ELETROSUL 0,00 (13.540,18) (13.540,18) 

1018 FURNAS (1.184.113,10) (10.879,38) (371.061,66) (1.566.054,14) 

1020 LIGHT 0,00 0,00 0,00 

1010 EATE (19.119,43) 0,00 (19.119,43) 

1022 TSN (356.566,00) 0,00 (356.566,00) 

1032 ENTE (30.489,82) 0,00 (30.489,82) 

1036 ATE (11.975,31) 0,00 (11.975,31) 

1042 PPTE (158.554,28) 0,00 (158.554,28) 

1054 INTESA (37.562,32) 0,00 (37.562,32) 

1066 BRASNORTE 0,00 25.202,08 0,00 25.202,08 

1070 ATE VI (5.273,25) 0,00 (5.273,25) 

1076 ELETRONORTE(SLUISII-SLUISIII) (1.731,75) 0,00 (1.731,75) 

1083 IENNE (65.070,13) 0,00 (65.070,13) 

1084 EBTE (86.505,98) 0,00 (86.505,98) 

1085 TER (1.718,64) 0,00 (1.718,64) 

1087 CIEN(GARABI I) (665.592,55) 0,00 (665.592,55) 

1088 CIEN(GARABI II) (404.678,53) (56.466,77) 0,00 (461.145,30) 

TOTAL 

Concessões Não Licitadas 

Concessões Licitadas 

(5.289.557,11) (40.318,48) (1.096.423,50) 36.620,33 (6.389.678,76) 

Percentual de Desconto de PV na Receita Permitida deste Mês 

0,88% 

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

como, o valor acumulado no ciclo tarifário 2011/2012. 

PARCELA VARIÁVEL DESCONTADA - 

PV 

março-12 

Parcela Variável da Rede Básica (5.329.875,59) (40.530.282,96) 

Parcela Variável de Rede de Fronteira (1.059.803,17) (9.163.369,34) 

TOTAL (6.389.678,76) (49.693.652,30) 

ACUMULADO NO CICLO 2011/2012 

(R$) 

PV 

Receita Permitida 

das Concessões 

% do 

Total 

8.795.557.545,35 0,56% 

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, não foi apurado nenhum evento de sobrecarga em transformadores da Rede 

Básica. 

6.6. Insumo à Parcela de Ajuste 2011-2012 – PA - jun/11-mai/12 

Os valores parciais das Parcelas de Ajuste 2011/2012 – 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. 

As tabelas 5.9 e 5.10 referem-se às Parcela de Ajuste do Ciclo anterior – Rede Básica e Rede 

de Fronteira respectivamente, que estão sendo compensadas no ciclo atual. 

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

TUST FR , à exceção da parcela relativa à “Revisão” (ANEXO VI da REN 1171/11), cabível a 

apenas algumas concessionárias, que está sendo compensada de forma destacada na AMSE. 

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 2011/2012 foi de R$ 428.934.000,000, correspondente a uma 

modulação média mensal de R$ 35.744.500,00 (trinta e cinco milhões setescentos e quarenta 

e quatro mil e quinhentos reais). 

Neste mês, o orçamento do ONS foi modulado em R$ 28.000.000,00 (vinte e oito milhões de 

reais), dos quais R$ 2.737.595,66 serão arrecadados através da TUSDg-ONS e R$ 

25.262.404,34 por encargos de Rede Básica. O valor total do orçamento mensal corresponde 

a aproximadamente 78 % 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$ 23.135.523,72 (vinte e três milhões cento e trinta e 

cinco mil quinhentos e vinte e três reais e setenta e dois 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 2011/2012, 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 1/3) 

COD 

USUÁRIOS 

MUST 

Contratado 

(MW) 

TUST Rede 

Básica 

(R$/MW) 

Total de EUST 

(R$) 

3001 AES TIETÊ-G 1.387,630 4.087,00 5.671.243,81 

3003 ALCOA (CONS. MACHADINHO) 292,184 4.216,00 1.231.848,52 

3004 ARCELOR MITTAL (CONS. G. AMORIM) 71,002 1.901,00 134.975,18 

3005 CAMARGO CORRÊA (CONS. MACHADINHO) 59,885 4.216,00 252.474,61 

3007 CBA (CONS. MACHADINHO) 312,388 4.216,00 1.317.029,16 

3008 CBA (UHE PIRAJÚ) 79,000 1.850,00 146.150,00 

3009 CEB LAJEADO (CONS. LAJEADO) 177,071 6.542,00 1.158.401,10 

3010 CEEE-G 654,400 (*) 2.204.753,60 

3011 CEEE (CONS. D FRANCISCA) 12,500 3.536,00 44.200,00 

3012 CEEE (CONS. MACHADINHO) 62,767 4.216,00 264.624,13 

3015 CEMIG-G 4.580,437 (*) 19.971.652,03 

3018 CEMIG (CONS. PORTO ESTRELA) 37,216 1.899,00 70.673,74 

3019 CESP-G 7.081,500 (*) 29.891.520,20 

3021 

CGTEE 653,750 (*) 2.190.678,75 

CGTEE (Retroativo - Parcela 8 de 9) (1.180.678,21) 

Total CGTEE 1.010.000,54 

3022 CHESF-G 10.538,064 (*) 79.301.402,13 

3025 COPEL-G (UHE's) 4.397,000 (*) 18.688.271,00 

3026 UEG ARAUCÁRIA 471,000 2.565,00 1.208.115,00 

3027 COTEMINAS (CONS. PORTO ESTRELA) 37,216 1.899,00 70.673,74 

3032 VALE (CONS. PORTO ESTRELA) 37,216 1.899,00 70.673,74 

3033 DFESA (CONS. DONA FRANCISCA) 112,500 3.536,00 397.800,00 

3034 DME (CONS. MACHADINHO) 31,015 4.216,00 130.759,28 

3035 DUKE ENERGY 1.648,656 (*) 5.745.513,50 

3038 TERMOMACAÉ(UTE TERMOMACAÉ) 893,416 2.315,00 2.068.258,04 

3039 

ELETRONORTE-G 8.573,700 (*) 57.031.297,50 

ELETRONORTE-G (Retroativo - Parcela 9 de 12) 1.470.926,90 

TOTAL ELETRONORTE-G 58.502.224,40 

3040 ELETRONUCLEAR 1.885,000 (*) 4.629.560,00 

3043 FURNAS - G 7.714,000 (*) 34.389.706,00 

3044 FURNAS (APM MANSO) 203,000 11.226,00 2.278.878,00 

3045 INVESTCO (CONS. LAJEADO) 8,943 6.542,00 58.505,11 

3046 ITAPEBI (UHE ITAPEBI) 447,820 6.192,00 2.772.901,44 

3047 ITASA (CONS. ITÁ) 828,255 4.469,00 3.701.473,65 

3048 ITIQUIRA (UHE ITIQUIRA) 152,300 9.572,00 1.457.815,60 

3052 PETROBRÁS (UTE TERMOCEARÁ) 215,858 5.060,00 1.092.241,48 

3054 PAULISTA LAJEADO (CONS. LAJEADO) 61,975 6.542,00 405.440,38 

3055 PETROBRÁS (UTE CANOAS) 158,768 2.353,00 373.581,10 

3057 PETROBRÁS (UTE NOVA PIRATININGA) - Fernando Gasparian 183,284 2.501,00 458.393,28 

TABELA 1.1 



COD 

USUÁRIOS 

MUST 

Contratado 

(MW) 

TUST Rede 

Básica 

(R$/MW) 

Total de EUST 

(R$) 

3058 PETROBRÁS (UTE TERMOBAHIA) - Celso Furtado 180,288 5.771,00 1.040.442,05 

3061 LAJEADO ENERGIA (CONS. LAJEADO) 646,311 6.542,00 4.228.164,01 

3062 VCB (CONS. MACHADINHO) 63,760 4.216,00 268.811,15 

3064 SAMARCO (CONS. GUILMAN AMORIM) 68,2178000 1.901,00 129.682,04 

3068 TERMOPERNAMBUCO(UTE TERMOPERN.) 520,000 6.093,00 3.168.360,00 

3069 TRACTEBEL-G (UHE's) 4.072,300 (*) 17.323.410,40 

3070 TRACTEBEL (CONS. ITÁ) 613,945 4.469,00 2.743.718,15 

3071 TRACTEBEL (CONS. MACHADINHO) 218,879 4.216,00 922.794,18 

3072 VALESUL (CONS. MACHADINHO) 94,122 4.216,00 396.818,96 

3073 EMAE 59,000 (*) 113.398,00 

3074 CGTF (UTE FORTALEZA) 318,500 5.165,00 1.645.052,50 

3078 NORTE FLUMINENSE (UTE N.FLUMINENSE) 853,150 2.367,00 2.019.406,05 

3079 CDSA 513,854 5.563,00 2.858.569,80 

3083 VOTORANTIM (UHE PEDRA DO CAVALO) 159,000 6.093,00 968.787,00 

3084 CERAN 355,000 (*) 1.010.464,40 

3088 VALESUL (CONS. AIMORÉS) 166,6170 570,00 94.971,69 

3089 CEMIG (CONS. AIMORÉS) 160,083 570,00 91.247,31 

3090 BAESA (UHE BARRA GRANDE) 687,000 3.867,00 2.656.629,00 

3095 PETROBRAS (UTE JESUS S. PEREIRA) 316,496 3.874,00 1.226.105,50 

3097 CEMIG (UHE IRAPÉ) 358,500 4.014,00 1.439.019,00 

3098 VERACEL(UTE VERACEL) 25,000 1.994,50 49.862,50 

3102 ENERPEIXE(UHE PEIXE ANGICAL) 494,890 5.866,00 2.903.024,74 

3103 ENERCAN (UHE CAMPOS NOVOS) 874,000 3.815,00 3.334.310,00 

3108 VENTOS DO SUL 147,000 1.495,00 219.765,00 

3119 BSE-G 184,862 2.501,00 462.339,86 

3120 BRENTECH(UTE GOIANIA 2) 139,496 3.893,00 543.057,93 

3121 AREMBEPE-G 143,848 4.726,00 679.825,65 

3122 EPESA 235,880 4.271,00 1.007.443,48 

3123 ECM(UTE CAMAÇARI MURICY I) 141,000 4.726,00 666.366,00 

3125 SÃO SALVADOR 237,000 5.622,00 1.332.414,00 

3126 PETROBRAS(UTE EUZÉBIO ROCHA) 237,792 2.574,00 612.076,61 

3127 PRAIA FORMOSA 100,000 4.695,00 469.500,00 

3130 ICARAIZINHO 53,000 4.869,00 258.057,00 

3133 BAGUARI (CONS. BAGUARI) 70,334 3.336,00 234.634,56 

3134 GERANORTE 325,740 (*) 1.662.414,09 

3135 BONS VENTOS 133,400 4.660,00 621.644,00 

3136 VIANA 171,600 692,000 118.747,20 

3137 BORBOREMA(UTE CAMPINA GRANDE) 159,660 3.454,000 551.465,64 

TABELA 1.1 



COD 

USUÁRIOS 

MUST 

Contratado 

(MW) 

TUST Rede 

Básica 

(R$/MW) 

Total de EUST 

(R$) 

3138 VOLTA DO RIO 39,500 4.869,00 192.325,50 

3139 PRAIA DO MORGADO 27,060 4.869,00 131.755,14 

3140 RIO VERDE(UHE SALTO) 115,500 5.668,00 654.654,00 

3141 FOZ DO RIO CLARO 67,570 5.540,00 374.337,80 

3142 RIO CLARO (UTE CAÇU I) 48,000 5.498,000 263.904,00 

3143 GERDAU-G 154,064 (*) 873.234,75 

3144 CANDEIAS-G 286,000 4.996,00 1.428.856,00 

3145 RIO VERDINHO 92,000 5.540,000 509.680,00 

3151 FOZ DO CHAPECÓ 832,000 5.095,000 4.239.040,00 

3152 EPASA 324,618 (*) 995.441,10 

3153 UTE SANTA LUZIA I 43,000 5.693,000 244.799,00 

3155 BOA VISTA(UTE BOA VISTA) 39,500 5.883,000 232.378,50 

3156 TKCSA(UTE ATLÂNTICO) 200,000 3.129,000 625.800,00 

3158 CEE(CONS. ESTREITO) 322,483 6.292,000 2.029.063,04 

3159 INTERCEMENT (C.C-CONS. ESTREITO) 35,733 6.292,000 224.832,04 

3160 ESTREITO(CONS. ESTREITO) 205,140 6.292,000 1.290.740,88 

3161 VALE(CONS. ESTREITO) 241,440 6.292,000 1.519.140,48 

3166 USJ (UTE QUIRINÓPOLIS) 32,000 5.784,000 185.088,00 

3167 CERRO CHATO I 29,300 1.644,500 48.183,85 

3168 CERRO CHATO II 29,300 1.644,500 48.183,85 

3169 CERRO CHATO III 29,400 1.644,500 48.348,30 

3170 UTE ELDORADO 12,000 2.385,000 28.620,00 

3172 BAGUARI ENERGIA(CONS.BAGUARI) 67,575 3.336,00 225.431,57 

3173 UTE PORTO PECÉM I 660,000 7.396,00 4.881.360,00 

3174 ÁGUAS DE PEDRA - UHE DARDANELOS 250,640 7.313,000 1.832.930,32 

3175 UTE BERNECK 11,700 1.296,500 15.169,05 

3176 UTE PORTO DO ITAQUI 330,000 4.439,000 1.464.870,00 

3177 UHE PORTO DAS ÁGUAS 30,000 2.976,000 89.280,00 

3178 BRENCO(UTE COSTA RICA) 30,000 2.976,000 89.280,00 

3179 UTE NARDINI 2,000 2.336,500 4.673,00 

3181 BOLOGNESI (UTE PALMEIRAS DE GOIÁS) 170,030 3.865,000 657.165,95 

3182 NEW ENERGY (UTE ALEGRIA I) 49,200 4.903,000 241.227,60 

TOTAL 

366.934.326,65 

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 

EUST Flex - 

Mês Atual 

P 

(R$/MW) 

Adicional de 

EUST - P 

(R$) 

PONTA 

Adicional 

Ultrap. de 

Demanda - P 

(R$) 

Desconto 

(TUST 

Incentivada) - 

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 


FP (R$) 

TOTAL EUST - FP 

(R$/MW) 

TOTAL EUST a ser 

Cobrado no Mês 

(R$) 

5002 ALCOA-P 215,000 5.210,00 - - - 1.120.150,00 215,000 1.020,00 - - - 219.300,00 1.339.450,00 

CBA (CABREÚVA 230kV)-P 246,000 5.931,00 1.459.026,00 280,000 1.168,00 - 327.040,00 1.786.066,00 

- - - 

5006 CBA (CABREÚVA 230/440kV)-P 532,000 5.682,00 3.022.824,00 582,000 1.112,00 - - - 647.184,00 3.670.008,00 

Subtotal CBA(CABREÚVA)-P 4.481.850,00 974.224,00 5.456.074,00 

5007 CSN (ARAUCÁRIA)-P 16,200 5.605,00 - - - 90.801,00 16,200 1.105,00 - - - 17.901,00 108.702,00 

5008 VALE (ITABIRA)-P 81,100 6.117,00 - - - 496.088,70 81,100 1.235,00 - 13.606,00 25.794,21 139.558,71 635.647,41 

5011 FIBRAPLAC-P 28,000 6.008,00 - - - 168.224,00 30,500 1.219,00 - - - 37.179,50 205.403,50 

5013 BRASKEM (OPP)-P 125,000 5.707,00 - 15.694,250 - 729.069,25 125,000 1.153,00 - 5.165,44 - 149.290,44 878.359,69 

5017 INNOVA-P 8,000 5.707,00 - - - 45.656,00 8,000 1.153,00 - - - 9.224,00 54.880,00 

5019 ANGLO AMERICAN-P 46,000 4.139,00 - - - 190.394,00 50,000 798,00 - - - 39.900,00 230.294,00 

5022 ALUMAR (Refinaria)-P - - - 144.908,00 825,000 817,00 - - - 27.778,00 172.686,00 

825,000 4.262,00 

5023 ALUMAR (Redução)-P - - - 3.371.242,00 817,00 - - - 646.247,00 4.017.489,00 

5024 OXITENO-P 3,550 5.707,00 - - - 20.259,85 3,550 1.153,00 - - - 4.093,15 24.353,00 

5025 LANXESS(DSM)-P 7,800 5.707,00 - 627,770 - 45.142,37 7,800 1.153,00 - 253,66 - 9.247,06 54.389,43 

5026 ALBRÁS-P 800,000 3.639,00 - 83.183,90 - 2.994.383,90 800,000 698,00 - 17.615,43 - 576.015,43 3.570.399,33 

5027 VERACEL-P 80,000 4.729,00 - - - 378.320,00 80,000 942,00 - - - 75.360,00 453.680,00 

5028 NOVA ERA SILICON-P 46,000 5.997,00 - 4.281,858 - 280.143,86 46,000 1.208,00 - 583,46 - 56.151,46 336.295,32 

5029 CARBOCLORO - P 138,000 5.769,00 - - - 796.122,00 138,000 1.125,00 - - - 155.250,00 951.372,00 

5034 CARAMURU-P 8,300 3.873,00 - - - 32.145,90 8,700 751,00 - - - 6.533,70 38.679,60 

5035 EKA BAHIA-P 8,000 4.729,00 - - - 37.832,00 8,000 942,00 - - - 7.536,00 45.368,00 

5036 GERDAU-SP - P 100,000 5.681,00 - - - 568.100,00 100,000 1.113,00 - - - 111.300,00 679.400,00 

W. MARTINS Ipatinga-P (Pto. Usiminas 1) 58,000 5.801,00 58,000 1.164,00 80.904,00 484.514,00 

5040 403.610,00 

W. MARTINS Ipatinga-P (Pto. Usiminas 2) 12,000 5.596,00 12,000 1.116,00 

USIMINAS-P (Pto. Ipatinga) 93,000 5.801,00 98,000 1.164,00 261.384,00 1.455.609,00 

5041 

1.194.225,00 

USIMINAS-P (Pto. Mesquita 1) 117,000 5.596,00 132,000 1.116,00 

5042 WHITE MARTINS (Triunfo) 11,100 5.707,00 - 1.483,82 - 64.831,52 11,100 1.153,00 - 368,96 - 13.167,26 77.998,78 

5046 VALE (BRUCUTU)-P 71,700 6.427,00 - - - 460.815,90 71,700 1.305,00 - - - 93.568,50 554.384,40 

5047 LINDE GASES-P 16,500 6.414,00 - - - 105.831,00 16,500 1.311,00 - - - 21.631,50 127.462,50 

5048 LANXESS (PETROFLEX)-P 5,500 5.707,00 - - - 31.388,50 5,500 1.153,00 - - - 6.341,50 37.730,00 

5049 APERAM (ACESITA)-P 88,000 6.414,00 - - - 564.432,00 110,000 1.311,00 - - - 144.210,00 708.642,00 

5060 VALE(ÁGUA LIMPA)-P 8,000 6.452,00 - - - 51.616,00 8,000 1.311,00 - - - 10.488,00 62.104,00 

5061 ARCELORMITTAL(MONLEVADE)-P 74,000 6.452,00 - - - 477.448,00 90,000 1.311,00 - - - 117.990,00 595.438,00 

5062 WHITE MARTINS MONLEVADE-P 19,700 6.452,00 - - - 127.104,40 21,500 1.311,00 - - - 28.186,50 155.290,90 

5065 ANGLOGOLD ASHANTI-P 19,500 5.848,00 - - - 114.036,00 19,500 1.178,00 - - - 22.971,00 137.007,00 

5066 VALE(SERGIPE)-P 27,500 3.292,00 - - - 90.530,00 29,000 631,00 - - - 18.299,00 108.829,00 

5067 MINERAÇÃO MARACÁ 37,000 5.556,00 - - - 205.572,00 37,000 1.091,00 - - - 40.367,00 245.939,00 

5068 VALE(PARAGOMINAS)-P 57,960 3.639,00 - - - 210.916,44 51,520 698,00 - - - 35.960,96 246.877,40 

TABELA 1.2 


Encargos de Uso de Consumidores Livres Permanentes (parte 2/2) 


COD 

Usuários 

MUST-Perm. 

- P Mês 

Atual 

(MW) 

TUST-P 

EUST Flex - 

Mês Atual 

P 

(R$/MW) 

Adicional de 

EUST - P 

(R$) 

PONTA 

Adicional 

Ultrap. de 


(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 


FP (R$) 

TOTAL EUST - FP 

(R$/MW) 

TOTAL EUST a ser 


(R$) 

5070 VOTORANTIM(NIQUELÂNDIA)-P 81,000 4.139,00 - - - 335.259,00 81,000 798,00 - - - 64.638,00 399.897,00 

5072 SADIA-P 25,000 2.854,00 - - - 71.350,00 34,000 574,00 - - - 19.516,00 90.866,00 

5073 ANGLOGOLD (SÃO BENTO)-P 13,000 6.032,00 - - - 78.416,00 13,000 1.220,00 - - - 15.860,00 94.276,00 

5074 WHITE MARTINS BARÃO COCAIS-P 9,800 6.032,00 - - - 59.113,60 9,800 1.220,00 - - - 11.956,00 71.069,60 

5076 VALE(MIN. ONÇA PUMA)-P 239,000 3.754,00 - - - 897.206,00 239,000 715,00 - - - 170.885,00 1.068.091,00 

5077 KINROSS(RPM)-P 126,000 4.009,00 - - - 505.134,00 126,000 781,00 - - - 98.406,00 603.540,00 

5078 VOTORANTIM SIDERURGIA (SBM)-P 50,000 5.418,00 - - - 270.900,00 130,000 1.065,00 - - - 138.450,00 409.350,00 

5079 REPAR-P 30,000 5.779,00 - - - 173.370,00 30,000 1.141,00 - - - 34.230,00 207.600,00 

5080 BRASKEM(COPESUL)-P 8,000 5.707,00 28.713,344 12.041,770 36.125,310 122.536,42 11,000 1.153,00 5.319,52 1.833,27 5.499,81 25.335,60 147.872,03 

5083 MIRABELA-P 30,890 5.115,00 - - - 158.002,35 30,890 1.026,00 - - - 31.693,14 189.695,49 

5084 CASTERTECH-P 11,400 5.782,00 - 289,100 - 66.203,90 11,400 1.167,00 - - - 13.303,80 79.507,70 

5087 COTEMINAS(CAMP. GRANDE) 25,500 4.339,00 - - - 110.644,50 25,500 831,00 - - - 21.190,50 131.835,00 

5088 VALLOUREC & SUMITOMO 110,000 5.432,00 - - - 597.520,00 110,000 1.096,00 - - - 120.560,00 718.080,00 

5090 RIO CLARO (CAÇU)-P 5,000 3.358,00 - - - 16.790,00 5,000 629,00 - - - 3.145,00 19.935,00 

5091 ANGLO AMERICAN(BARRO ALTO)-P 210,000 4.958,00 - - - 1.041.180,00 210,000 968,00 - - - 203.280,00 1.244.460,00 

5092 VIPAL-P 13,200 5.188,00 - - - 68.481,60 13,200 1.023,00 - - - 13.503,60 81.985,20 

PORTO PECÉM(CANT.OBRAS)-P 0,000 3.405,00 - 23.948,727 71.846,181 95.794,91 - 638,00 - 4.840,76 14.522,28 19.363,04 115.157,95 

5093 Retroativo Porto do Pecém 73.897,76 14.019,82 87.917,58 

Total Porto do Pecém (carga) 169.692,67 33.382,87 203.075,53 

5094 SANTA LUZIA (Carga)-P 5,000 4.059,00 - - - 20.295,00 5,000 761,00 - - - 3.805,00 24.100,00 

5095 PORTO DO ITAQUI (CARGA)-P 0,000 4.262,00 - 2.680,798 8.042,394 10.723,19 - 817,00 - 1.131,55 3.394,64 4.526,18 15.249,37 

5096 USJ (UTE QUIRINÓPOLIS - CARGA) 2,500 3.217,00 - - - 8.042,50 2,500 599,00 - - - 1.497,50 9.540,00 

5097 UTE ELDORADO(CARGA) 3,000 4.059,00 - - - (6.072,098) 6.104,90 3,000 761,00 - - - (1.138,42) 1.144,58 7.249,48 

TKCSA(UTE ATLÃNTICO)-P 0,000 5.421,00 - - - - 1.065,00 - - - - - 

5099 TKCSA(UTE ATLÃNTICO)-P (Retroat. 7 de 10) 178.156,21 178.156,21 

Total - TKCSA (UTE ATLÃNTICO)-P 178.156,21 - 178.156,21 

5100 VALE SALOBO 78,000 3.754,00 - - - 292.812,00 78,000 715,00 - - - 55.770,00 348.582,00 

5101 KLABIN-P 110,000 6.376,00 - - - 701.360,00 130,000 1.295,00 - - - 168.350,00 869.710,00 

5102 BERNECK-P 23,000 5.866,00 - - - 134.918,00 23,000 116,00 - - - 2.668,00 137.586,00 

5103 SOLVAY 42,000 5.709,00 - - - 239.778,00 74,000 1.118,00 - - - 82.732,00 322.510,00 

5104 BRENCO(UTE COSTA RICA)-CARGA 5,000 4.140,00 - - - 20.700,00 5,000 782,00 - - - 3.910,00 24.610,00 

5106 FAFEN - P 28,800 3.292,00 - 5.280,368 1.619,664 101.709,63 28,800 631,00 - 1.130,12 664,44 19.967,36 121.677,00 

5107 RIMA-P 1,400 4.202,00 - - - 5.882,80 46,000 842,00 - - - 38.732,00 44.614,80 

TOYOTA-P 22,500 6.026,00 - - - 135.585,00 22,500 119,00 - - - 2.677,50 138.262,50 

5108 

135.585,00 2.677,50 138.262,50 

271.170,00 5.355,00 276.525,00 

Total 

26.826.641,86 5.565.351,79 32.391.993,66 

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) 

Somatório da 

Demanda Medida 

Excedente à 

Contratada (MW) 

Encargos de Uso Referentes a Contratos Temporários e de Reserva de Capacidade de Consumidores 

COD 

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 

Adicional 

Ultrap. 

Dias de 

Uso da 

RC 

(R$) 

Adicion 

al EUST - 

P (R$) 

Adiciona 

l Ultrap. 

de 

Demand 

a - P 

(R$) 

5004 ALUNORTE-RC 55,000 3.639,00 13 10 0 - 89.720,17 55,000 698,00 24 10 0 - 31.771,03 121.491,20 

5081 BRASKEM(COPESUL)-RC 25,000 5.707,00 1 0 0 - 4.919,83 25,000 1.153,00 2 0 0 - 1.987,93 6.907,76 

5082 BRASKEM(COPENE)-RC 15,000 3.690,00 0 0 0 - - 15,000 731,00 0 2 0 - - - 

5098 TKCSA-RC 110,000 5.421,00 3 1 0 - 61.687,24 110,000 1.065,00 9 9 0 - ####### 4.600,80 42.491,30 104.178,54 

EUST Ponta 

(R$) 

PETROBRÁS(UTE C.Furtado) RELAM -RC 32,000 3.536,00 3 18 0 - 11.705,38 32,000 706,00 6 33 0 - 4.674,21 16.379,59 

5105 Retroativo Medição Dez/12 (7.963,07) (7.963,07) 

Total PETROBRÁS RELAM - RC 3.742,31 4.674,21 8.416,52 

MUST 

Fora 

Ponta 

TUST 

Fora 

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 

Adiciona 

l Ultrap. 

Dias de 

Uso da 

RC 

(R$) 

Adiciona 

l EUST - 

FP (R$) 

Adicional 

Ultrap. 

de 


- FP (R$) 

EUST Fora 

Ponta 

(R$) 

160.069,55 80.924,47 240.994,02 

5085 ESB(JIRAU)-T 20,000 1.046,00 29 526,14 21.446,14 20,000 102,00 29 2.040,00 23.486,14 

Tota 

l 

Usuário 

Total Reserva de Capacidade 

Total Consum. Temporários 

Ponta 

TABELA 1.4 

Fora Ponta 

TOTAL EUST 

(R$) 

21.446,14 2.040,00 23.486,14 

181.515,69 82.964,47 264.480,16 

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 


PONTA 

FORA DA PONTA 

COD 

Usuários 

MUST- 

TUST-P 

Perm. - P 

EUST Flex - 

Mês Atual 

Mês Atual 

P 

(R$/MW) 

(MW) 

Adicional de 

EUST - P 

(R$) 

Adicional 

Ultrap. de 


(R$) 

Desconto 

(TUST 


P R$ 

TOTAL EUST- P 

(R$) 

MUST- 

Perm. - FP 

Mês Atual 

(MW) 

TUST - FP 

Mês Atual 

(R$/MW) 

EUST Flex - 

FP 

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 3.690,00 - 535.050,00 145,000 731,00 - 907,17 106.902,17 641.952,17 

8003 BRASKEM UCS AL - PL 169,000 3.964,00 - 2.766,87 - 672.682,87 169,000 759,00 - 935,09 - 129.206,09 801.888,96 

8004 BRASKEM UCS BA - PL 45,000 3.690,00 - - - 166.050,00 45,000 731,00 - - - 32.895,00 198.945,00 

8005 PARANAPANEMA(CAR. METAIS) - PL 48,000 3.690,00 - 1.845,00 - 178.965,00 52,000 731,00 - - - 38.012,00 216.977,00 

8006 DOW QUÍMICA - PL 134,000 3.536,00 - - - 473.824,00 134,000 706,00 - - - 94.604,00 568.428,00 

8008 FERBASA - PL 40,500 3.836,00 - - - 155.358,00 207,000 801,00 - - - 165.807,00 321.165,00 

8009 GERDAU-AÇONORTE - PL 11,000 4.324,00 - - - 47.564,00 38,500 830,00 - 63,08 - 32.018,08 79.582,08 

8010 GERDAU-USIBA - PL 23,000 3.786,00 - - - 87.078,00 85,000 759,00 - - - 64.515,00 151.593,00 

8011 LIBRA - PL 0,300 3.893,00 - - - 1.167,90 11,700 746,00 - 193,96 - 8.922,16 10.090,06 

8012 MINERAÇÃO CARAÍBA - PL 13,500 4.051,00 - - - 54.688,50 22,000 836,00 - - - 18.392,00 73.080,50 

8013 VALE MANGANÊS(RDM)-PL 71,280 3.786,00 - - - 269.866,08 72,800 759,00 - - - 55.255,20 325.121,28 

8014 PRIMO SCHINCARIOL - PL 10,000 3.570,00 6.158,250 - - 41.858,25 11,500 735,00 - 376,32 - 8.828,82 50.687,07 

8015 ALUNORTE-PL 70,000 3.639,00 - 58.558,79 137.466,86 450.755,65 70,000 698,00 - 18.647,77 55.943,30 123.451,07 574.206,72 

8016 VALE (MINA)-PL 85,000 3.754,00 - - - 319.090,00 85,000 715,00 - - - 60.775,00 379.865,00 

8017 VALE (SOSSEGO)-PL 61,500 3.754,00 - - - 230.871,00 61,500 715,00 - - - 43.972,50 274.843,50 

8018 VALE (PELOTIZAÇÃO)-PL 33,000 4.262,00 - - - 140.646,00 33,000 817,00 - - - 26.961,00 167.607,00 

8019 VALE (PORTO)-PL 55,000 4.262,00 - - - 234.410,00 55,000 817,00 - - - 44.935,00 279.345,00 

8020 DOW CORNING (GLOBE METAIS)-PL 73,000 3.123,00 - - - 227.979,00 73,000 589,00 - - - 42.997,00 270.976,00 

Total 

1.088,080 6.158,25 63.170,66 137.466,86 4.287.904,25 1.371,000 - 21.123,39 55.943,30 1.098.449,09 5.386.353,35 

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 

2001 

Usuários 

Encargos de 

Uso da Rede 

Básica 

(R$) 

Encargos 

Referentes à 

Quota-parte de 

Itaipu (R$) 

TUSDg-T 

TUSDg-ONS 

EUST MUST 

Flexível 

Adicional de 

EUST 

(R$) 

Adicional 

Ultrap. de 


(R$) 

Total de Encargo 

de Uso da Rede 

Básica 

(R$) 

AES-SUL 12.642.686,60 1.315.426,40 13.958.113,00 

AES-SUL (Retroativo (61.050,00) (61.050,00) 

Total AES-SUL 12.581.636,60 13.897.063,00 

2002 BANDEIRANTE 22.026.813,81 1.612.055,77 20.231,10 23.659.100,68 

2003 BRAGANTINA 981.362,52 127.892,61 1.109.255,13 

2004 CAIUÁ 1.248.059,74 149.399,35 2.124,00 1.399.583,09 

2006 CBA 450.806,04 450.806,04 

2007 CEAL 3.042.194,39 3.042.194,39 

2008 CEB 6.447.010,00 659.951,88 35.026,00 7.141.987,88 

2009 CEEE-D 14.365.988,80 1.146.508,57 1.416,00 130.792,70 15.644.706,07 

2010 ENERGISA(CELB) 579.898,20 579.898,20 

2011 

CELESC 24.390.834,00 2.800.894,74 116.631,80 27.308.360,54 

CELESC (Retroativo) 23.460,00 23.460,00 

Total CELESC 24.414.294,00 27.331.820,54 

2012 CELG-D 9.925.385,35 1.300.800,91 261.976,03 102.360,52 178.184,38 11.768.707,19 

2013 CELPA 7.481.464,48 15.983,10 72.476,13 92.715,40 7.662.639,11 

2014 CELPE 11.412.163,73 11.412.163,73 

2016 CELTINS-D 1.069.945,53 6.496,24 1.076.441,77 

2017 CEMAR 5.405.530,43 5.405.530,43 

2018 CEMAT 3.403.104,22 726.011,85 4.562.516,50 144.388,96 8.836.021,53 

2019 

CEMIG - D 46.652.547,77 5.275.443,56 512.725,13 1.015.751,03 1.051.746,67 54.508.214,16 

CEMIG - D (retroativo) 785.611,80 785.611,80 

CEMIG - D 47.438.159,57 55.293.825,96 

2020 CEPISA 3.524.757,38 3.524.757,38 

2021 AMPLA 11.943.129,00 1.338.223,66 5.146,00 13.286.498,66 

2024 CJE (JAGUARI) 596.428,80 78.283,54 674.712,34 

2025 COELBA - D 16.433.288,36 9.644,40 30.107,49 13.026,46 2.149,99 16.488.216,70 

2026 COELCE 8.515.155,36 8.515.155,36 

2027 

COPEL - D 33.104.362,10 3.127.162,60 79.976,92 36.311.501,62 

COPEL - D (Retroativo) (1.400.350,00) (1.400.350,00) 

COPEL - D (Total) 31.704.012,10 34.911.151,62 

TABELA 1.6 


Encargos de Uso de Agentes de Distribuição - REDE BÁSICA (parte 2/2) 

COD 

Usuários 

Encargos de 

Uso da Rede 

Básica 

(R$) 

Encargos 

Referentes à 

Quota-parte de 

Itaipu (R$) 

TUSDg-T 

TUSDg-ONS 

EUST MUST 

Flexível 

Adicional de 

EUST 

(R$) 

Adicional 

Ultrap. de 


(R$) 


de Uso da Rede 

Básica 

(R$) 

2028 COSERN 4.531.961,03 4.391,00 4.536.352,03 

2029 CLPE(CPEE) 554.618,99 46.120,69 38.715,21 639.454,89 

2030 CPFL-D 32.279.806,86 3.433.054,93 291.938,17 4.639,68 36.009.439,64 

2031 CSPE 724.844,31 64.269,82 789.114,13 

2032 DME 429.233,00 55.717,68 59.411,02 89.717,77 634.079,47 

ELEKTRO 20.855.744,72 1.825.838,66 311.045,64 102.825,41 246.175,86 23.341.630,29 

2033 ELEKTRO (Retroativo) 305.088,50 305.088,50 

ELEKTRO (Total) 23.646.718,79 

2035 ELETROPAULO 65.199.897,41 6.206.888,23 261.300,00 67.171,50 71.735.257,14 

2036 ENERGISA(ENERGIPE) 2.263.011,16 2.604,84 2.265.616,00 

2037 ENERSUL 3.601.609,40 511.177,77 107.119,74 4.219.906,91 

2038 ESCELSA - D 10.815.255,50 979.582,16 107.245,18 11.902.082,84 

2040 LIGHT - D 33.340.805,50 3.350.952,17 528.079,20 37.219.836,87 

2041 NACIONAL 689.065,89 71.745,81 10.655,40 771.467,10 

2042 PIRATININGA 16.534.185,41 1.783.173,46 10.797,00 18.328.155,87 

2043 RGE 11.857.706,19 1.175.899,02 151.920,00 65.131,00 53.638,57 76.629,61 13.380.924,39 

2044 ENERGISA(SAELPA) 3.487.867,80 3.487.867,80 

2045 SANTA CRUZ 1.332.376,94 132.283,98 16.992,00 1.481.652,92 

2046 V. PARANAPANEMA-D 1.070.572,28 116.127,08 59.043,66 1.245.743,02 

2047 MOCOCA-D 385.408,41 31.801,88 417.210,29 

2048 SULGIPE 131.994,14 131.994,14 

2050 SANTA MARIA 422.970,50 422.970,50 

2051 ENERGISA(CFLCL) 179.901,62 32.762,70 212.664,32 

2053 ELETROACRE 271.414,32 271.414,32 

2054 CERON 890.798,17 661.975,50 18.286,00 1.571.059,67 

2055 COPREL 39.706,39 39.706,39 

TOTAL 

457.006.531,22 39.622.590,40 5.909.332,43 2.737.595,66 0,00 1.637.741,22 1.559.135,30 546.016.708,03 

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$) 

Parcela de 

Ajuste de 

Fronteira 

(R$) 

CEEE-T 3.185.164,67 17.279,05 

CEEE-T 113.278,80 

EUST MUST 

Flexível 

Adicional de 

EUST 

(R$) 


de Demanda 

(R$) 

Encargo de 

Fronteira Total 

(R$) 

ELETROSUL 22.543,23 0,00 

2001 AES-SUL 3.570.426,75 

CTEEP 0,00 0,00 

IE SUL 262.347,00 - 

IE SUL (30.186,00) 

CTEEP 4.582.198,56 2.124,64 

FURNAS 1.334,05 (12,71) 

2002 BANDEIRANTE 4.597.841,59 

ATE V 9.147,80 - 

IE PINHEIROS 3.049,25 - 

CTEEP 736.536,77 288,20 

FURNAS 519,27 (5,19) 

2003 BRAGANTINA 742.086,59 

ATE V 3.560,65 - 


CTEEP 1.196.544,87 451,11 

FURNAS 843,58 (8,13) 

2004 CAIUA 1.205.544,07 

ATE V 5.784,48 - 


2007 CEAL CHESF 779.652,72 0,00 779.652,72 

2008 CEB FURNAS 1.981.276,00 (16.180,91) 1.965.095,09 

CEEE-T 3.192.350,55 42.003,92 24.485,19 

2009 CEEE - D 3.681.732,45 

ELETROSUL 422.875,05 17,74 

2010 ENERGISA(CELB) CHESF 269.112,10 0,00 269.112,10 

ELETROSUL 3.545.795,00 (6.348,46) 

ELETROSUL 3.930,00 

2011 CELESC 4.326.674,54 

STC 561.436,00 0,00 

ATE VI 221.862,00 0,00 

CELG-T 1.173.156,09 7.935,87 25.926,53 

FURNAS 1.085.724,89 (9.653,90) 10.504,46 

2012 CELG - D 3.036.489,34 

ELETRONORTE 669.822,81 (74,12) 10.269,44 

CEMIG 63.036,00 (158,73) 

2013 CELPA ELETRONORTE 1.799.810,57 (3.655,36) 59.991,43 76.744,29 1.932.890,93 

2014 CELPE CHESF 2.855.882,73 0,00 2.855.882,73 

2016 CELTINS-D ELETRONORTE 486.807,45 (721,10) 486.086,35 

ELETRONORTE 1.763.124,73 (3.546,15) 

2017 CEMAR ELETRONORTE(LT S.LuisI-S.LuisIII) 152.294,24 - 

2.014.539,67 

CHESF 102.666,85 0,00 

TABELA 1.7 




Encargo de 

Fronteira 

(R$) 

Parcela de 

Ajuste de 

Fronteira 

(R$) 

ELETRONORTE 1.816.916,34 (8.605,71) 

EUST MUST 

Flexível 

Adicional de 

EUST 

(R$) 



(R$) 

Encargo de 


(R$) 

CELG-T 13.835,43 0,00 

2018 CEMAT FURNAS 297.314,56 (2.191,32) 

2.419.486,94 

BRASNORTE 142.407,16 0,00 

EBTE 159.810,48 0,00 

CEMIG 5.886.838,49 (263.864,24) 128.483,05 155.077,77 

CEMIG ITAJUBÁ 1.059.458,80 0,00 

FURNAS 451.884,45 (3.011,86) 5.356,14 

2019 CEMIG - D 8.508.667,01 

TRANSIRAPÉ 243.119,30 0,00 

SMTE 571.418,04 0,00 

SPTE 273.907,07 0,00 

2020 CEPISA CHESF 1.363.559,70 0,00 1.363.559,70 

FURNAS 1.141.591,40 (13.644,43) 

2021 AMPLA - D 1.427.456,97 

PEDRAS 299.510,00 0,00 

CTEEP 460.166,33 183,23 

FURNAS 324,43 (3,30) 

2024 CJE (JAGUARI) 463.636,85 

ATE V 2.224,61 0,00 

IE PINHEIROS 741,55 0,00 

CHESF 3.641.799,19 0,00 4.652,48 

AFLUENTE 530.220,17 (20.243,42) 

2025 COELBA - D 

CHESF IBI-BRU 0,00 0,00 

4.264.389,34 

NARANDIBA 107.960,92 

CHESF 1.773.086,07 0,00 

2026 COELCE 1.861.560,47 

CHESF Tauá-Milagres 88.474,40 0,00 

COPEL-T 4.893.059,55 92.359,55 

COPEL-T (94.535,00) 

ELETROSUL 31.104,57 0,00 

CTEEP 877.079,86 - 

2027 COPEL - D 5.945.853,34 

FURNAS 618,35 - 

ATE V 4.240,09 - 

ATE VII 140.513,00 0,00 


2028 COSERN CHESF 1.724.419,98 0,00 1.048,00 1.725.467,98 

TABELA 1.7 




Encargo de 

Fronteira 

(R$) 

Parcela de 

Ajuste de 

Fronteira 

(R$) 

CTEEP 444.741,40 152,80 

EUST MUST 

Flexível 

Adicional de 

EUST 

(R$) 



(R$) 

Encargo de 


(R$) 

FURNAS 313,55 (2,75) 

2029 CLPE(CPEE) 448.071,69 

ATE V 2.150,02 - 

IE PINHEIROS 716,67 - 

CTEEP 8.414.483,13 4.454,71 4.201,07 

FURNAS 955.459,33 (8.946,26) 2,98 

2030 CPFL - D 9.695.327,06 

ATE V 33.150,65 19,13 

IE PINHEIROS 292.475,12 27,20 

CTEEP 476.241,64 191,02 

FURNAS 335,76 (3,44) 

2031 CSPE 479.834,71 

ATE V 2.302,30 - 

IE PINHEIROS 767,43 

2032 DME FURNAS 86.514,20 (442,98) 11.963,31 18.066,04 116.100,57 

CTEEP 14.674.033,23 5.997,13 109.293,75 268.448,89 

CTEEP 227.381,23 

FURNAS 10.334,83 (107,94) 77,40 190,12 

FURNAS 160,31 

2033 ELEKTRO 15.395.930,46 

ATE V 70.867,69 - 497,58 1.222,20 

ATE V 1.099,21 

IE PINHEIROS 23.622,48 - 707,69 1.738,24 

IE PINHEIROS 366,43 

CTEEP 15.064.344,05 12.801,30 

FURNAS 165,79 (1,86) 

2035 ELETROPAULO ATE V 1.136,86 - 

15.281.890,44 


IEP (LT INT.-PIRAT. 2) 203.065,35 - 

2036 ENERGISA(ENERGIPE) CHESF 494.182,03 0,00 505,62 494.687,65 

ELETROSUL 382.216,20 9,99 

COPEL-T 45.696,00 0,00 

CTEEP 430.383,39 126,57 

2037 ENERSUL FURNAS 296,83 (2,14) 

1.117.145,04 

PPTE 255.704,40 0,00 

ATE V 2.035,35 - 


CESA 239.932,00 0,00 

2038 ESCELSA - D ETES - - 

1.603.831,00 

FURNAS 1.607.981,50 (244.082,50) 

TABELA 1.7 




Encargo de 

Fronteira 

(R$) 

Parcela de 

Ajuste de 

Fronteira 

(R$) 

EUST MUST 

Flexível 

Adicional de 

EUST 

(R$) 



(R$) 

Encargo de 


(R$) 

LIGHT-T 184.013,00 0,00 

2040 LIGHT - D 4.323.204,46 

FURNAS 4.179.844,90 (40.653,44) 

CTEEP 620.797,74 219,56 

FURNAS 437,67 (3,96) 

2041 NACIONAL 625.452,54 

ATE V 3.001,14 - 


CTEEP 3.336.525,06 2.696,94 

FURNAS 282,69 (1,86) 

2042 PIRATININGA 3.342.087,35 

ATE V 1.938,39 - 


CEEE-T 1.387.807,20 20.233,03 14.351,86 20.987,57 

ELETROSUL 944.024,95 43,66 

2043 RGE 2.650.621,38 

ETAU 111.085,70 (6.103,63) 

ELETROSUL (MISSÕES) 158.191,04 - 

2044 ENERGISA(SAELPA) CHESF 873.978,40 0,00 873.978,40 

CTEEP 800.284,65 309,66 

FURNAS 564,21 (5,58) 

2045 SANTA CRUZ 806.311,40 

ATE V 3.868,84 - 


CTEEP 966.292,51 361,22 

FURNAS 681,23 (6,51) 

2046 VALE PARANAPANEMA - D 973.556,97 

ATE V 4.671,39 - 


CTEEP 308.867,73 98,53 

FURNAS 217,75 (1,78) 

2047 MOCOCA 311.173,12 

ATE V 1.493,17 - 


2048 SULGIPE CHESF 100.000,82 0,00 100.000,82 

2050 SANTA MARIA CESA 69.920,00 0,00 69.920,00 

2053 ELETROACRE ELETRONORTE 226.512,98 0,00 226.512,98 

2054 CERON ELETRONORTE 981.007,14 0,00 981.007,14 

2055 COPREL CEEE-T 10.590,70 - 10.590,70 

5002 ALCOA FURNAS 272.560,00 (1.799,49) 270.760,51 

5XXX RIMA CEMIG 6.819,00 6.819,00 

TOTAL 

119.137.865,20 (443.755,73) 0,00 412.364,31 542.475,12 119.648.948,90 

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 

5083 MIRABELA-P AFLUENTE 14.580,369 15,57 2,42 6,04 227.016,35 35.284,49 88.065,43 350.366,27 

5011 FIBRAPLAC-P CEEE 14.909,084 16,53 11,70 6,42 246.447,16 174.436,28 95.716,32 516.599,76 

5013 BRASKEM (OPP)-P CEEE 82.806,392 16,53 11,70 6,42 1.368.789,66 968.834,79 531.617,04 2.869.241,49 

5017 INNOVA-P CEEE 4.987,616 16,53 11,70 6,42 82.445,29 58.355,11 32.020,49 172.820,89 

5024 OXITENO-P CEEE 2.274,201 16,53 11,70 6,42 37.592,54 26.608,15 14.600,37 78.801,06 

5025 LANXESS(DSM)-P CEEE 4.644,870 16,53 11,70 6,42 76.779,70 54.344,98 29.820,07 160.944,75 

5048 LANXESS (PETROFLEX)-P CEEE 3.710,685 16,53 11,70 6,42 61.337,62 43.415,01 23.822,60 128.575,23 

5080 BRASKEM (COPESUL)-P CEEE 41.526,706 36.307,438 16,53 11,70 6,42 86.274,50 61.065,44 33.507,70 180.847,64 

5084 CASTERTECH-P CEEE 3.468,285 16,53 11,70 6,42 57.330,75 40.578,93 22.266,39 120.176,07 

5042 WHITE MARTINS-TRIUNFO-P CEEE 7.645,827 16,53 11,70 6,42 126.385,52 89.456,18 49.086,21 264.927,91 

5092 VIPAL-P CEEE 4.253,344 16,53 11,70 6,42 70.307,78 49.764,12 27.306,47 147.378,37 

5034 CARAMURU-P CELG 4.167,640 15,57 11,02 6,04 64.890,15 45.927,39 25.172,55 135.990,09 

5067 MINERAÇÃO MARACÁ-P CELG 16.900,332 15,57 11,02 6,04 263.138,17 186.241,66 102.078,01 551.457,84 

5008 VALE (ITABIRA)-P CEMIG 47.209,174 47.209,174 16,53 11,70 6,42 - - - - 

5028 NOVA ERA SILICON-P CEMIG 29.939,978 16,53 11,70 6,42 494.907,84 350.297,74 192.214,66 1.037.420,24 

5040 WHITE MARTINS IPATINGA-P CEMIG 41.220,935 16,53 11,70 6,42 681.382,06 482.284,94 264.638,40 1.428.305,40 

5041 USIMINAS-P CEMIG 112.737,337 16,53 11,70 6,42 1.863.548,18 1.319.026,84 723.773,70 3.906.348,72 

5046 VALE(BRUCUTU)-P CEMIG 34.056,404 34.056,404 16,53 11,70 6,42 - - - - 

5047 LINDE GASES-P CEMIG 10.819,157 16,53 11,70 6,42 178.840,67 126.584,14 69.458,99 374.883,80 

5049 APERAM (ACESITA)-P CEMIG 64.279,859 16,53 11,70 6,42 1.062.546,07 752.074,35 412.676,69 2.227.297,11 

5060 VALE(ÁGUA LIMPA)-P CEMIG 3.163,204 3.163,204 16,53 11,70 6,42 - - - - 

5061 ARCELORMITTAL(CSBM-MONLEVADE)-P CEMIG 38.753,168 31.950,917 16,53 11,70 6,42 112.441,21 79.586,34 43.670,45 235.698,00 

5062 WHITE MARTINS MONLEVADE-P CEMIG 11.564,226 16,53 11,70 6,42 191.156,66 135.301,44 74.242,33 400.700,43 

5065 ANGLOGOLD ASHANTI-P CEMIG 9.861,038 5.127,617 16,53 11,70 6,42 78.243,45 55.381,03 30.388,56 164.013,04 

5073 ANGLOGOLD(SÃO BENTO)-P CEMIG 5.055,546 16,53 11,70 6,42 83.568,18 59.149,89 32.456,61 175.174,68 

5074 WHITE MARTINS BARÃO COCAIS-P (2) CEMIG 5.963,961 16,53 11,70 6,42 98.584,28 69.778,34 38.288,63 206.651,25 

VALLOUREC & SUMITOMO CEMIG 31.112,568 16,53 11,70 6,42 514.290,75 364.017,05 199.742,69 1.078.050,49 

CDE 

PROINFA 

Total 

5088 

VSB (Retroativo - Parcela 3 de 3) CEMIG 396.351,74 280.539,35 134.768,20 811.659,29 

Total VSB 910.642,49 644.556,40 334.510,89 1.889.709,78 

5107 RIMA-P CEMIG 25.981,515 16,53 11,70 6,42 429.474,44 303.983,73 166.801,33 900.259,50 

5027 VERACEL-P CHESF 16,53 2,57 6,42 - - - - 

5035 EKA BAHIA-P CHESF 20.165,210 16,53 2,57 6,42 333.330,92 51.824,59 129.460,65 514.616,16 

TABELA 1.8 



Cód 

Usuário 

Agente de 

Transm. 

Conectado 


Consumo 

(MWh) 

Geração 

Própria 

(MWh) 

CCC 

Sist. 

Isol. 

CDE 

Proinfa 

CCC Sist. 

Isolado 

5066 VALE POTÁSSIO(SERGIPE) CHESF 13.624,922 16,53 2,57 6,42 225.219,96 35.016,05 87.472,00 347.708,01 

5087 COTEMINAS(CAMP. GRANDE) CHESF 14.885,782 16,53 2,57 6,42 246.061,98 38.256,46 95.566,72 379.885,16 

8002 BRASKEM COPENE - PL CHESF 86.256,243 16,53 2,57 6,42 1.425.815,70 221.678,54 553.765,08 2.201.259,32 

8003 BRASKEM UCS AL - PL CHESF 109.321,357 16,53 2,57 6,42 1.807.082,03 280.955,89 701.843,11 2.789.881,03 

8004 BRASKEM UCS BA - PL CHESF 26.320,945 16,53 2,57 6,42 435.085,22 67.644,83 168.980,47 671.710,52 

8005 PARANAPANEMA(CAR.METAIS) - PL (2) CHESF 26.918,929 16,53 2,57 6,42 444.969,90 69.181,65 172.819,52 686.971,07 

8006 DOW QUÍMICA - PL CHESF 81.268,631 16,53 2,57 6,42 1.343.370,47 208.860,38 521.744,61 2.073.975,46 

5106 FAFEN - P CHESF 19.999,765 6.801,040 16,53 2,57 6,42 218.174,92 33.920,72 84.735,81 336.831,45 

8008 FERBASA - PL (2) CHESF 111.361,956 16,53 2,57 6,42 1.840.813,13 286.200,23 714.943,76 2.841.957,12 

8009 GERDAU(AÇONORTE)-PL CHESF 16.572,713 16,53 2,57 6,42 273.946,95 42.591,87 106.396,82 422.935,64 

8010 GERDAU(USIBA)-PL (2) CHESF 28.424,835 16,53 2,57 6,42 469.862,52 73.051,83 182.487,44 725.401,79 

8011 LIBRA - PL CHESF 7.274,910 16,53 2,57 6,42 120.254,26 18.696,52 46.704,92 185.655,70 

8012 MINERAÇÃO CARAÍBA - PL (2) CHESF 9.097,989 16,53 2,57 6,42 150.389,76 23.381,83 58.409,09 232.180,68 

8013 VALE MANGANÊS (RDM) -PL (2) CHESF 25.326,443 16,53 2,57 6,42 418.646,10 65.088,96 162.595,76 646.330,82 

8014 PRIMO SCHINCARIOL - PL CHESF 5.441,675 16,53 2,57 6,42 89.950,89 13.985,10 34.935,55 138.871,54 

5093 PORTO PECÉM(CANT.OBRAS)-P CHESF - 16,53 2,57 6,42 - - - - 

5105 PETROBRÁS(UTE C.Furtado) RELAM -RC CHESF 9.652,763 16,53 2,57 159.560,17 24.807,60 - 184.367,77 

5007 CSN (ARAUCÁRIA)-P COPEL 5.935,272 16,53 11,70 6,42 98.110,05 69.442,68 38.104,45 205.657,18 

5079 REPAR-P COPEL 7.178,804 7.178,804 16,53 11,70 6,42 - - - - 

5102 UTE BERNECK (CARGA)-P COPEL 12.660,282 16,53 11,70 6,42 209.274,46 148.125,30 81.279,01 438.678,77 

5101 KLABIN COPEL 39.914,675 16,53 11,70 659.789,58 467.001,70 - 1.126.791,28 

5104 BRENCO(UTE COSTA RICA) - CARGA ITATIM 442,539 16,53 11,70 7.315,17 5.177,71 - 12.492,88 

5029 CARBOCLORO - P CTEEP 70.711,874 16,53 11,70 6,42 1.168.867,28 827.328,93 453.970,23 2.450.166,44 

5006 CBA (CABREÚVA)-P CTEEP 490.735,638 303.157,971 16,53 11,70 6,42 3.100.658,84 2.194.658,70 1.204.248,62 6.499.566,16 

5036 GERDAU SP-P CTEEP 34.886,684 17.945,522 16,53 11,70 6,42 280.037,41 198.211,60 108.762,26 587.011,27 

5103 SOLVAY CTEEP 45.961,845 16,53 11,70 759.749,30 537.753,59 - 1.297.502,89 

5026 ALBRÁS-P ELETRONORTE 568.554,336 16,53 2,57 6,42 9.398.203,17 1.461.184,64 3.650.118,84 14.509.506,65 

CDE 

PROINFA 

Total 

TABELA 1.8 



Cód 

Usuário 

Agente de 

Transm. 

Conectado 


Consumo 

(MWh) 

Geração 

Própria 

(MWh) 

CCC 

Sist. 

Isol. 

CDE 

Proinfa 

CCC Sist. 

Isolado 

5023 ALUMAR (Redução)-P ELETRONORTE 511.776,844 164.748,799 16,53 2,57 6,42 5.736.373,58 891.862,08 2.227.920,05 8.856.155,71 

5022 ALUMAR (Refinaria)-P ELETRONORTE 28.002,942 16,53 2,57 6,42 462.888,63 71.967,56 179.778,89 714.635,08 

5004 ALUNORTE (RC) ELETRONORTE 70.322,637 16,53 2,57 6,42 1.162.433,19 180.729,18 451.471,33 1.794.633,70 

5068 VALE (PARAGOMINAS) ELETRONORTE 26.539,154 16,53 2,57 6,42 438.692,22 68.205,63 170.381,37 677.279,22 

5072 SADIA-P ELETRONORTE 10.010,758 16,53 11,70 6,42 165.477,83 117.125,87 64.269,07 346.872,77 

5076 VALE(MINERAÇÃO ONÇA PUMA)-P ELETRONORTE 68.345,258 61.891,042 16,53 2,57 6,42 106.688,19 16.587,34 41.436,07 164.711,60 

5085 ESB(JIRAU)-T ELETRONORTE 9.270,813 16,53 2,57 6,42 153.246,54 23.825,99 59.518,62 236.591,15 

8015 ALUNORTE-PL ELETRONORTE - 16,53 2,57 6,42 - - - - 

8017 VALE (SOSSEGO)-PL (2) ELETRONORTE 34.054,560 16,53 2,57 6,42 562.921,88 87.520,22 218.630,28 869.072,38 

8016 VALE (MINA)-PL (2) ELETRONORTE 43.781,037 16,53 2,57 6,42 723.700,54 112.517,27 281.074,26 1.117.292,07 

8018 VALE (PELOTIZAÇÃO)-PL ELETRONORTE 14.165,002 16,53 2,57 6,42 234.147,48 36.404,06 90.939,31 361.490,85 

8019 VALE (PORTO)-PL ELETRONORTE 15.265,379 16,53 2,57 6,42 252.336,71 39.232,02 98.003,73 389.572,46 

8020 DOW CORNING(G METAIS)-PL ELETRONORTE 42.579,569 16,53 2,57 6,42 703.840,28 109.429,49 273.360,83 1.086.630,60 

5100 VALE SALOBO ELETRONORTE 1.339,930 16,53 2,57 6,42 22.149,04 3.443,62 8.602,35 34.195,01 

5090 RIO CLARO(CAÇU)-P COQUEIROS 443,204 16,53 11,70 6,42 7.326,16 5.185,49 2.845,37 15.357,02 

5002 ALCOA-P FURNAS 138.647,901 138.647,901 16,53 11,70 6,42 - - - - 

5019 ANGLO AMERICAN(NIQUELÂNDIA)-P FURNAS 23.310,976 16,53 11,70 6,42 385.330,43 272.738,42 149.656,47 807.725,32 

5070 VOTORANTIM(NIQUELÂNDIA)-P FURNAS 22.456,879 22.456,879 16,53 11,70 6,42 - - - - 

5078 VOTORANTIM SIDERURGIA (SBM)-P FURNAS 46.929,421 30.733,440 16,53 11,70 6,42 267.719,57 189.492,98 103.978,20 561.190,75 

5091 ANGLO AMERICAN (BARRO ALTO)-P FURNAS 100.489,212 16,53 11,70 6,42 1.661.086,67 1.175.723,78 645.140,74 3.481.951,19 

5099 TKCSA(UTE ATLÃNTICO)-P FURNAS 114.406,041 11.362,377 16,53 11,70 6,42 1.703.311,77 1.205.610,87 661.540,32 3.570.462,96 

5077 KINROSS(RPM)-P SMTE 67.442,612 16,53 11,70 6,42 1.114.826,38 789.078,56 432.981,57 2.336.886,51 

5094 UTE SANTA LUZIA(CARGA)-P BRILHANTE 526,954 16,53 11,70 6,42 8.710,55 6.165,36 3.383,04 18.258,95 

5097 UTE ELDORADO (CARGA) BRILHANTE 315,332 16,53 11,70 6,42 5.212,44 3.689,38 2.024,43 10.926,25 

5095 PORTO DO ITAQUI (CARGA)-P ELETRONORTE(MIR. II) 310,031 16,53 2,57 6,42 5.124,81 796,78 1.990,40 7.911,99 

5096 USJ (UTE QUIRINÓPOLIS - CARGA) TER 101,919 - 15,57 11,02 6,04 1.586,88 1.123,15 615,59 3.325,62 

Total 3.957.324,80 922.738,53 50.523.742,63 19.084.800,71 18.987.087,90 88.595.631,24 

CDE 

PROINFA 

Total 

(1) Medição referente ao mês de fevereiro/2012 

Tabela 1.8 

(2) 

Encargos setoriais referentes a toda a energia comercializada no ambiente livre e cativo, porém atribuídos, para fins de cobrança, aos agentes potencialmente livres “PL”, em virtude dos respectivos 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 - AES-SUL (2001) - Março/12 

EUST DE REDE BÁSICA - REFERÊNCIA MARÇO (CUST 106/2002 - Aditivo nº20) 

Ins_id 

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$) 

ALEGRETE 2---069 56,000 5.572,00 312.032,00 58,000 1.134,00 65.772,00 377.804,000 

RSCIN C.INDUSTRIAL---230 15,500 5.858,00 90.799,00 62,400 1.193,00 74.443,20 165.242,200 

RSCIN C.INDUSTRIAL---138 52,000 5.869,00 305.188,00 60,000 1.194,00 71.640,00 376.828,000 

C.INDUSTRIAL--023 60,000 5.858,00 351.480,00 62,500 1.193,00 74.562,50 426.042,500 

RSCAC1 CACHOEIRINHA 1---138 81,000 5.878,00 476.118,00 95,000 1.195,00 113.525,00 589.643,000 

CAMPO BOM---069 97,000 5.756,00 558.332,00 129,000 1.167,00 150.543,00 708.875,000 

CAMPO BOM---023 38,700 5.756,00 222.757,20 43,200 1.167,00 50.414,40 273.171,600 

RS GRA2 GRAVATAÍ 2---023 8,300 5.798,00 48.123,40 8,300 1.174,00 9.744,20 57.867,600 

RSUJAC JACUÍ--023 11,500 4.970,00 57.155,00 11,000 991,00 10.901,00 68.056,000 

RSUJAC JACUÍ---138 80,000 4.970,00 397.600,00 80,000 991,00 79.280,00 476.880,000 

LAJEADO 2---069 135,000 5.896,00 795.960,00 160,000 1.207,00 193.120,00 989.080,000 

CANOAS 3---138 42,000 5.872,00 246.624,00 42,500 1.194,00 50.745,00 297.369,000 

LIVRAMENTO 2---069 13,500 5.288,00 71.388,00 13,500 1.081,00 14.593,50 85.981,500 

LIVRAMENTO 2---13,8 14,000 5.288,00 74.032,00 14,000 1.081,00 15.134,00 89.166,000 

MAÇAMBARÁ---069 81,000 5.602,00 453.762,00 95,000 1.137,00 108.015,00 561.777,000 

RSPPE POLO PETROQUÍMICO---230 18,500 5.707,00 105.579,50 19,000 1.153,00 21.907,00 127.486,500 

POLO PETROQUÍMICO---069 44,000 5.739,00 252.516,00 55,000 1.161,00 63.855,00 316.371,000 

ANEXO 2


EUST DE REDE BÁSICA - REFERÊNCIA MARÇO (CUST 106/2002 - Aditivo nº20) 

Ins_id 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB Ponta 

(R$/MW) 


(R$) 


(MW) 

TUST RB Fora 

Ponta 

(R$/MW) 


Ponta 

(R$) 


RSPAL9 PORTO ALEGRE 9--069 14,600 6.064,00 88.534,40 15,400 1.243,00 19.142,20 107.676,600 

SÃO VICENTE SUL---069 81,000 5.600,00 453.600,00 85,000 1.136,00 96.560,00 550.160,000 

SANTA CRUZ 1---069 109,000 5.793,00 631.437,00 106,000 1.186,00 125.716,00 757.153,000 

SANTA CRUZ 1---13,8 47,000 5.793,00 272.271,00 50,000 1.186,00 59.300,00 331.571,000 

SANTA MARIA 3---069 133,000 5.247,00 697.851,00 134,000 1.056,00 141.504,00 839.355,000 

SÃO BORJA 2---069 53,000 5.555,00 294.415,00 65,000 1.123,00 72.995,00 367.410,000 

SCHARLAU---138 183,000 5.875,00 1.075.125,00 228,000 1.194,00 272.232,00 1.347.357,000 

SCHARLAU---023 38,000 5.878,00 223.364,00 47,000 1.194,00 56.118,00 279.482,000 

RSTRI TRIUNFO---069 6,200 5.972,00 37.026,40 6,200 1.221,00 7.570,20 44.596,600 

URUGUAIANA 5---069 110,000 5.683,00 625.130,00 131,000 1.161,00 152.091,00 777.221,000 

VENÂNCIO AIRES---069 104,000 6.201,00 644.904,00 120,000 1.278,00 153.360,00 798.264,000 

RSCHA CHARQUEADAS 2---069 11,000 5.972,00 65.692,00 10,500 1.221,00 12.820,50 78.512,500 

CANOAS 1---023 52,000 6.027,00 313.404,00 51,000 1.233,00 62.883,00 376.287,000 

1.789,800 10.242.199,90 2.057,500 2.400.486,70 12.642.686,600 

PARCELA DE ITAIPU 

Total 

1.315.426,40 

13.958.113,00 

ANEXO 2


Mês Ref. 

Pontos de Conexão com mudança 

de MUST 

MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS RB 

Ponta 

(R$) 

ENCARGOS RB 

Ponta Pagos 

(R$) 

Diferença 

ENCARGOS RB 

Ponta 

(R$) 

MUST Fora 

Ponta 

(MW) 

TUST RB 

Fora Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS RB 

Fora Ponta 

(R$) 

ENCARGOS RB 

Ponta Pagos 

(R$) 

Diferença 

ENCARGOS RB 

Ponta 

(R$) 

jul/11 C.INDUSTRIAL--023 58,000 5.858,00 339.764,00 339.764,00 - 64,000 1.193,00 76.352,00 73.966,00 2.386,00 

jul/11 CACHOEIRINHA 1---138 81,500 5.878,00 479.057,00 470.240,00 8.817,00 97,000 1.195,00 115.915,00 113.525,00 2.390,00 

jul/11 POLO PETROQUÍMICO---230 18,500 5.707,00 105.579,50 159.796,00 (54.216,50) 19,000 1.153,00 21.907,00 32.284,00 (10.377,00) 

jul/11 PORTO ALEGRE 9--069 14,600 6.064,00 88.534,40 54.576,00 33.958,40 15,400 1.243,00 19.142,20 11.808,50 7.333,70 

jul/11 SANTA CRUZ 1---069 74,000 5.793,00 428.682,00 428.682,00 - 74,000 1.186,00 87.764,00 86.578,00 1.186,00 

jul/11 SANTA CRUZ 1---13,8 46,000 5.793,00 266.478,00 266.478,00 - 52,000 1.186,00 61.672,00 60.486,00 1.186,00 

jul/11 SANTA MARIA 3---069 108,000 5.247,00 566.676,00 550.935,00 15.741,00 110,000 1.056,00 116.160,00 116.160,00 - 

jul/11 SÃO BORJA 2---069 52,000 5.555,00 288.860,00 288.860,00 - 63,000 1.123,00 70.749,00 69.626,00 1.123,00 

jul/11 SCHARLAU---138 199,400 5.875,00 1.171.475,00 1.192.625,00 (21.150,00) 221,100 1.194,00 263.993,40 268.650,00 (4.656,60) 

jul/11 URUGUAIANA 5---069 105,000 5.683,00 596.715,00 579.666,00 17.049,00 132,000 1.161,00 153.252,00 153.252,00 - 

Total 

Retroativo devido ao Aditivo nº 19 ao CUST 106/2002 (de jul a dez/11) 

757,000 4.331.820,90 4.331.622,00 198,90 847,500 986.906,60 986.335,50 571,10 

Diferença total no Período 

Ponta 

1.193,40 Fora Ponta 

3.426,60 

TOTAL A SER COBRADO DE EUST DE REDE BÁSICA DA AES SUL EM MARÇO/12 

13.962.733,00 

ANEXO 2

EUST DE REDE DE FRONTEIRA - REFERÊNCIA MARÇO (CUST 106/2002 - Aditivo nº20) 

TRANSMISSORA TIPO % Ins_id Pontos de Conexão 

Rede de Fronteira - AES-SUL (2001) - Março/12 

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 

TR-FR 100 ALEGRETE 2---069 56,000 984,00 55.104,00 58,00 199,00 11.542,00 66.646,00 

TR-FR 100 RSCIN C.INDUSTRIAL---138 52,000 567,00 29.484,00 60,00 107,00 6.420,00 35.904,00 

TR-FR 100 C.INDUSTRIAL--023 60,000 1.471,00 88.260,00 62,50 284,00 17.750,00 106.010,00 

TR-FR 100 RSCAC1 CACHOEIRINHA 1---138 81,000 3.577,00 289.737,00 95,00 675,00 64.125,00 353.862,00 

TR-FR 100 CAMPO BOM---069 97,000 1.601,00 155.297,00 129,00 290,00 37.410,00 192.707,00 

TR-FR 100 CAMPO BOM---023 38,700 2.158,00 83.514,60 43,20 387,00 16.718,40 100.233,00 

TR-FR 100 RS GRA2 GRAVATAÍ 2---023 8,300 1.222,00 10.142,60 8,30 244,00 2.025,20 12.167,80 

RC-GII 100 RSUJAC JACUÍ--023 11,500 2.337,00 26.875,50 11,00 463,00 5.093,00 31.968,50 

RC-GII 100 RSUJAC JACUÍ---138 80,000 2.337,00 186.960,00 80,00 463,00 37.040,00 224.000,00 

TR-FR 100 LAJEADO 2---069 135,000 1.100,00 148.500,00 160,00 205,00 32.800,00 181.300,00 

TR-FR 100 CANOAS 3---138 42,000 3.577,00 150.234,00 42,50 675,00 28.687,50 178.921,50 

TR-FR 100 LIVRAMENTO 2---069 13,500 5.004,00 67.554,00 13,50 1.001,00 13.513,50 81.067,50 

CEEE-GT 

TR-FR 100 LIVRAMENTO 2---13,8 14,000 5.004,00 70.056,00 14,00 1.001,00 14.014,00 84.070,00 

TR-FR 100 MAÇAMBARÁ---069 81,000 1.606,00 130.086,00 95,00 297,00 28.215,00 158.301,00 

TR-FR 100 POLO PETROQUÍMICO---069 44,000 1.950,00 85.800,00 55,00 383,00 21.065,00 106.865,00 

TR-FR 100 RSPAL9 PORTO ALEGRE 9--069 14,600 1.032,00 15.067,20 15,40 169,00 2.602,60 17.669,80 

TR-FR 100 SÃO VICENTE SUL---069 81,000 1.067,00 86.427,00 85,00 209,00 17.765,00 104.192,00 

TR-FR 100 SANTA CRUZ 1---069 109,000 1.504,00 163.936,00 106,00 296,00 31.376,00 195.312,00 

TR-FR 100 SANTA CRUZ 1---13,8 47,000 2.905,00 136.535,00 50,00 564,00 28.200,00 164.735,00 

TR-FR 100 SANTA MARIA 3---069 133,000 960,00 127.680,00 134,00 189,00 25.326,00 153.006,00 

TR-FR 100 SÃO BORJA 2---069 53,000 2.097,00 111.141,00 65,00 387,00 25.155,00 136.296,00 

TR-FR 100 SCHARLAU---023 38,000 1.595,00 60.610,00 47,00 299,00 14.053,00 74.663,00 

RC-GIII 64,9 RSTRI TRIUNFO---069 6,200 3.846,00 15.475,53 6,20 758,00 3.050,04 18.525,57 

TR-FR 100 URUGUAIANA 5---069 110,000 1.105,00 121.550,00 131,00 198,00 25.938,00 147.488,00 

TR-FR 100 VENÂNCIO AIRES---069 104,000 1.575,00 163.800,00 120,00 297,00 35.640,00 199.440,00 

TR-FR 100 CANOAS 1---023 52,000 960,00 49.920,00 51,00 194,00 9.894,00 59.814,00 

SUB-TOTAL CEEE 

1.561,800 2.629.746,43 1.737,60 555.418,24 3.185.164,67 17.279,05 3.202.443,72 

ELETROSUL RC-GIII 100 RSCHA CHARQUEADAS 2---069 11,000 961,00 10.571,00 10,50 186,00 1.953,00 12.524,00 

RC-GIII 35,1 RSTRI TRIUNFO---069 6,200 3.846,00 8.369,67 6,20 758,00 1.649,56 10.019,23 

SUB-TOTAL ELETROSUL 

17,200 18.940,67 16,70 3.602,56 22.543,23 22.543,23 

CTEEP 0 RSCHA SCHARLAU---138 183,000 1.157,00 0,00 228,00 222,00 0,00 0,00 

SUB-TOTAL CTEEP 

183,000 0,00 228,00 0,00 0,00 0,00 

IE SUL 100 RSCHA SCHARLAU---138 183,000 1.157,00 211.731,00 228,00 222,00 50.616,00 262.347,00 

SUB-TOTAL IE SUL 

183,000 211.731,00 228,00 50.616,00 262.347,00 262.347,00 

TOTAL GERAL 

PA de 

Fronteira 

(R$) 

1.762,000 2.860.418,10 2.210,30 609.636,80 3.470.054,90 17.279,05 3.487.333,95 

TOTAL 

(R$) 

ANEXO 2

Rede de Fronteira - AES-SUL (2001) - Março/12 

TRANSMISSORA TIPO % MÊS Ref. Pontos de Conexão 

CEEE-GT 

MUST Ponta 

(MW) 

TUST FR 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS FR 

Ponta 

(R$) 

ENCARGOS FR 

Ponta Pagos 

(R$) 

Diferença 

ENCARGOS FR 

Ponta 

(R$) 

MUST Fora 

Ponta 

(MW) 

TUST FR Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS FR 

Fora Ponta 

(R$) 

ENCARGOS FR 

Fora Ponta 

Pagos 

(R$) 

Diferença 

ENCARGOS FR 

Fora Ponta 

(R$) 


FRONTEIRA 

TR-FR 100 jul/11 C.INDUSTRIAL--023 58,000 1.471,00 85.318,00 85.318,00 0,00 64,00 284,00 18.176,00 17.608,00 568,00 103.494,00 

TR-FR 100 jul/11 CACHOEIRINHA 1---138 81,500 3.577,00 291.525,50 286.160,00 5.365,50 64,00 675,00 43.200,00 64.125,00 (20.925,00) 334.725,50 

TR-FR 100 jul/11 PORTO ALEGRE 9--069 14,600 1.032,00 15.067,20 9.288,00 5.779,20 64,00 169,00 10.816,00 1.605,50 9.210,50 25.883,20 

TR-FR 100 jul/11 SANTA CRUZ 1---069 74,000 1.504,00 111.296,00 111.296,00 0,00 64,00 296,00 18.944,00 21.608,00 (2.664,00) 130.240,00 

TR-FR 100 jul/11 SANTA CRUZ 1---13,8 46,000 2.905,00 133.630,00 133.630,00 0,00 64,00 564,00 36.096,00 28.764,00 7.332,00 169.726,00 

TR-FR 100 jul/11 SANTA MARIA 3---069 108,000 960,00 103.680,00 100.800,00 2.880,00 64,00 189,00 12.096,00 20.790,00 (8.694,00) 115.776,00 

TR-FR 100 jul/11 SÃO BORJA 2---069 52,000 2.097,00 109.044,00 109.044,00 0,00 64,00 387,00 24.768,00 23.994,00 774,00 133.812,00 

TR-FR 100 jul/11 URUGUAIANA 5---069 105,000 1.105,00 116.025,00 112.710,00 3.315,00 64,00 198,00 12.672,00 26.136,00 (13.464,00) 128.697,00 


539,100 965.585,70 948.246,00 17.339,70 512,00 176.768,00 204.630,50 (27.862,50) 1.142.353,70 

TOTAL Diferença a ser paga à CEEE Ponta 104.038,20 Fora Ponta 

(167.175,00) (63.136,80) 

TOTAL a ser Pago à CEEE-GT 

Retroativo dos EUST de Fronteira a ser pago à CEEE-GT em função do Aditivo nº19 ao CUST 106/2002 

Ponta 

2.733.784,63 Fora Ponta 

388.243,24 3.122.027,87 


Retroativo dos EUST de Fronteira a ser pago à IE SUL em função do Aditivo nº19 ao CUST 106/2002 

MUST Ponta 

(MW) 

TUST FR 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS FR 

Ponta 

(R$) 

ENCARGOS FR 

Ponta Pagos 

(R$) 

Diferença 

ENCARGOS FR 

Ponta 

(R$) 

MUST Fora 

Ponta 

(MW) 

TUST FR Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS FR 

Fora Ponta 

(R$) 

ENCARGOS FR 

Fora Ponta 

Pagos 

(R$) 

Diferença 

ENCARGOS FR 

Fora Ponta 

(R$) 


FRONTEIRA 

IE SUL 100 jul/11 SCHARLAU---138 199,400 1.157,00 230.705,80 234.871,00 (4.165,20) 221,10 222,00 49.084,20 49.950,00 (865,80) 279.790,00 

SUB-TOTAL IE SUL 

199,400 230.705,80 234.871,00 (4.165,20) 221,10 49.084,20 49.950,00 (865,80) 279.790,00 

TOTAL Diferença a ser paga à IE SUL Ponta (24.991,20) Fora Ponta 

(5.194,80) (30.186,00) 

TOTAL a ser Pago à IE SUL Ponta 186.739,80 Fora Ponta 

45.421,20 232.161,00 

ANEXO 2

Ins_id 


MUST Ponta 

(MW) 

REDE BÁSICA - CELESC (2011) - Março/12 

TUST RB 

Ponta 

(R$/MW) 


(R$) 


(MW) 

TUST RB Fora Ponta 

(R$/MW) 


Ponta 

(R$) 


SCBLU BLUMENAU---138 506,000 5.595,00 2.831.070,00 568,000 1.112,00 631.616,00 3.462.686,00 

SCCNO C.NOVOS---138 175,000 4.677,00 818.475,00 175,000 906,00 158.550,00 977.025,00 

SCCAN CANOINHAS---138 159,000 5.991,00 952.569,00 171,000 1.190,00 203.490,00 1.156.059,00 

SCDEST DESTERRO---138 98,000 5.617,00 550.466,00 110,000 1.115,00 122.650,00 673.116,00 

SCUTLA J.LACERDA---138 115,000 5.133,00 590.295,00 111,000 1.012,00 112.332,00 702.627,00 

SCUTLA J.LACERDA---069 118,000 5.074,00 598.732,00 115,000 1.000,00 115.000,00 713.732,00 

SCJOI JOINVILLE---230 36,000 6.001,00 216.036,00 38,000 1.199,00 45.562,00 261.598,00 

SCJOI JOINVILLE---138 269,000 5.932,00 1.595.708,00 283,000 1.183,00 334.789,00 1.930.497,00 

SCJOI JOINVILLE---069 82,000 5.956,00 488.392,00 90,000 1.189,00 107.010,00 595.402,00 

LAGES---138 195,000 5.024,00 979.680,00 196,000 982,00 192.472,00 1.172.152,00 

SCPAL PALHOÇA---138 217,000 5.498,00 1.193.066,00 244,000 1.091,00 266.204,00 1.459.270,00 

SCSID SIDEROPOLIS---069 195,000 5.436,00 1.060.020,00 224,000 1.087,00 243.488,00 1.303.508,00 

SCXAN XANXERE---138 479,000 4.241,00 2.031.439,00 490,000 782,00 383.180,00 2.414.619,00 

SCXAN XANXERÊ---069 0,000 - - - 

SCBIG BIGUAÇU---138 216,000 5.487,00 1.185.192,00 220,000 1.088,00 239.360,00 1.424.552,00 

RIO DO SUL---138 242,000 5.478,00 1.325.676,00 250,000 1.084,00 271.000,00 1.596.676,00 

SCITJ ITAJAI---138 318,000 5.701,00 1.812.918,00 375,000 1.137,00 426.375,00 2.239.293,00 

VIDEIRA 2---138 154,000 4.753,00 731.962,00 159,000 918,00 145.962,00 877.924,00 

JOINVILLE NORTE---138 200,000 5.932,00 1.186.400,00 206,000 1.183,00 243.698,00 1.430.098,00 

3.774,000 20.148.096,00 4.025,000 4.242.738,00 24.390.834,00 

PARCELA DA TUSDg-ONS 


TOTAL 

116.631,80 

2.800.894,74 

27.308.360,54 

Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede Básica referente ao CUST-2002-129-20 

TUST RB Fora ENCARGOS RB Fora ENCARGOS PAGOS 


Diferença RB Fora 

Mês 


Ponta 

Ponta 

RB Fora Ponta 

(MW) 

Ponta (R$) 

(R$/MW) 

(R$) 

(R$) 

fev/12 XANXERE---138 490,000 782,00 383.180,00 359.720,00 23.460,00 

TOTAL 23.460,00 

TOTAL DE ENCARGOS DE REDE BÁSICA A SER COBRADO EM MARÇO/12 

27.331.820,54 

ANEXO 2

REDE DE FRONTEIRA - CELESC (2011) - Março/12 

Transmissora TIPO % Ins_id Pontos de Conexão 

ELETROSUL 

STC 

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$) 


FRONTEIRA 

TR-FR 100 SCBLU BLUMENAU---138 506,000 441,00 223.146,00 568,00 85,00 48.280,00 271.426,00 

TR-FR 100 SCCNO C.NOVOS---138 175,000 1.795,00 314.125,00 175,00 359,00 62.825,00 376.950,00 

TR-FR 100 SCCAN CANOINHAS---138 159,000 1.160,00 184.440,00 171,00 224,00 38.304,00 222.744,00 

100 SCDEST DESTERRO---138 98,000 1.284,00 125.832,00 110,00 259,00 28.490,00 154.322,00 

TR-FR 100 SCUTLA J.LACERDA---138 115,000 737,00 84.755,00 111,00 147,00 16.317,00 101.072,00 

TR-FR 100 SCUTLA J.LACERDA---069 118,000 1.375,00 162.250,00 115,00 278,00 31.970,00 194.220,00 

TR-FR 100 SCJOI JOINVILLE---138 269,000 480,00 129.120,00 283,00 93,00 26.319,00 155.439,00 

TR-FR 100 SCJOI JOINVILLE---069 82,000 564,00 46.248,00 90,00 106,00 9.540,00 55.788,00 

TR-FR 100 SCPAL PALHOÇA---138 217,000 1.326,00 287.742,00 244,00 256,00 62.464,00 350.206,00 

TR-FR 100 SCSID SIDEROPOLIS---069 195,000 788,00 153.660,00 224,00 147,00 32.928,00 186.588,00 

TR-FR 100 SCXAN XANXERE---138 479,000 647,00 309.913,00 490,00 131,00 64.190,00 374.103,00 

TR-FR 100 SCXAN XANXERÊ---069 - - 0,00 0,00 0,00 

100 SCBIG Biguaçu---138 216,000 1.061,00 229.176,00 220,00 210,00 46.200,00 275.376,00 

TR-FR 100 SCITJ ITAJAI---138 318,000 1.401,00 445.518,00 375,00 261,00 97.875,00 543.393,00 

100 JOINVILLE NORTE---138 200,000 1.186,00 237.200,00 206,00 228,00 46.968,00 284.168,00 


PA de Fronteira 

(R$) 

3.147,000 2.933.125,00 3.382,00 612.670,00 3.545.795,00 (6.348,46) 3.539.446,54 

100 SCLAG LAGES---138 195,000 1.170,00 228.150,00 196,00 232,00 45.472,00 273.622,00 

100 RIO DO SUL---138 242,000 992,00 240.064,00 250,00 191,00 47.750,00 287.814,00 

SUB-TOTAL STC 

437,000 468.214,00 446,00 93.222,00 561.436,00 561.436,00 

ATE VI 100 SCVID VIDEIRA 2---138 154,000 1.197,00 184.338,00 159,00 236,00 37.524,00 221.862,00 

SUB-TOTAL ATE VI 

TOTAL GERAL 

154,000 184.338,00 159,00 37.524,00 221.862,00 221.862,00 

3.738,00 3.585.677,00 3.987,00 743.416,00 4.329.093,00 (6.348,46) 4.322.744,54 

TOTAL 

(R$) 

Mês % 


Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede de Fronteira a ser pago a ELETROSUL referente ao CUST-129-2002-20 

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$) 

fev/12 100 XANXERE---138 

479,000 647,00 309.913,00 309.913,00 - 490,000 131,00 64.190,00 60.260,00 3.930,00 

TOTAL RETROATIVO 

0,00 3.930,00 

ENCARGOS DE USO DA REDE DE FRONTEIRA A SEREM PAGOS A ELETROSUL EM MARÇO/12 

ENCARGOS DE USO DA REDE DE FRONTEIRA A SEREM PAGOS EM MARÇO/12 

3.543.376,54 

4.326.674,54 

ANEXO 2

REDE BÁSICA - CEMIG-D (2019) - MARÇO/12 

Ins_id 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB Ponta 

(R$/MW) 


(R$) 

MUST Fora 

Ponta 

(MW) 


(R$/MW) 


Ponta 

(R$) 


ARAÇUAÍ 2---138 160,100 5.238,00 838.603,80 155,900 1.052,00 164.006,80 1.002.610,60 

BARBACENA 2---138 213,900 5.462,00 1.168.321,80 268,300 1.107,00 297.008,10 1.465.329,90 

BARREIRO---138 677,700 5.470,00 3.707.019,00 708,400 1.101,00 779.948,40 4.486.967,40 

CONSELHEIRO PENA---13,8 27,500 5.455,00 150.012,50 22,600 1.070,00 24.182,00 174.194,50 

MGEMBO EMBORCAÇÃO---138 305,900 4.108,00 1.256.637,20 286,900 798,00 228.946,20 1.485.583,40 

GOVERNADOR VALADARES 2---13,8 47,400 5.577,00 264.349,80 49,000 1.096,00 53.704,00 318.053,80 

GOVERNADOR VALADARES 2---138 172,400 5.556,00 957.854,40 178,100 1.093,00 194.663,30 1.152.517,70 

IPATINGA 1---138 146,600 5.801,00 850.426,60 145,000 1.164,00 168.780,00 1.019.206,60 

IPATINGA 1---161 105,000 5.801,00 609.105,00 109,100 1.164,00 126.992,40 736.097,40 

IPATINGA 1---13,8 28,700 5.801,00 166.488,70 28,600 1.164,00 33.290,40 199.779,10 

ITABIRA 2---13,8 25,200 6.117,00 154.148,40 25,200 1.235,00 31.122,00 185.270,40 

ITABIRA 2---069 51,400 6.117,00 314.413,80 49,900 1.235,00 61.626,50 376.040,30 

ITUTINGA---138 349,400 5.336,00 1.864.398,40 360,500 1.065,00 383.932,50 2.248.330,90 

ITAJUBÁ---138 323,600 5.269,00 1.705.048,40 324,800 1.033,00 335.518,40 2.040.566,80 

PARACATU 4---138 127,710 4.007,00 511.733,97 134,400 781,00 104.966,40 616.700,37 

PIRAPORA 2 – 138KV(A) 166,410 4.079,00 678.786,39 322,300 815,00 262.674,50 941.460,89 

JAGUARA-SE---138 250,800 4.278,00 1.072.922,40 240,800 832,00 200.345,60 1.273.268,00 

JUIZ DE FORA 1---138 242,700 5.517,00 1.338.975,90 335,470 1.113,00 373.378,11 1.712.354,01 

ANEXO 2


Ins_id 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB Ponta 

(R$/MW) 


(R$) 

MUST Fora 

Ponta 

(MW) 


(R$/MW) 


Ponta 

(R$) 


LAFAIETE---138 242,700 5.431,00 1.318.103,70 295,700 1.098,00 324.678,60 1.642.782,30 

MGUSMM MASCARENHAS DE MORAES--138 175,100 4.545,00 795.829,50 206,400 886,00 182.870,40 978.699,90 

MONTES CLAROS 2---138 288,600 4.202,00 1.212.697,20 307,000 842,00 258.494,00 1.471.191,20 

NEVES 1---138 871,700 5.174,00 4.510.175,80 872,300 1.027,00 895.852,10 5.406.027,90 

OURO PRETO 2---138 499,400 5.184,00 2.588.889,60 499,300 1.037,00 517.774,10 3.106.663,70 

PIMENTA---138 193,100 4.863,00 939.045,30 198,100 963,00 190.770,30 1.129.815,60 

MGSTPC POÇOS DE CALDAS---138 215,400 5.210,00 1.122.234,00 227,600 1.020,00 232.152,00 1.354.386,00 

SANTOS DUMONT -138 kV(A) - - - 

SÃO GONÇALO DO PARÁ---138 500,700 4.950,00 2.478.465,00 515,200 982,00 505.926,40 2.984.391,40 

TAQUARIL---138 355,400 5.310,00 1.887.174,00 368,000 1.064,00 391.552,00 2.278.726,00 

TIMÓTEO---13,8 29,610 6.210,00 183.878,10 27,700 1.260,00 34.902,00 218.780,10 

TRÊS MARIAS---138 137,200 3.823,00 524.515,60 177,800 760,00 135.128,00 659.643,60 

VARZEA PALMA 1---138 172,500 4.110,00 708.975,00 210,000 823,00 172.830,00 881.805,00 

VESPASIANO 2---500 498,200 5.190,00 2.585.658,00 505,000 1.029,00 519.645,00 3.105.303,00 

7.602,030 38.464.887,26 8.155,370 31.709,00 8.187.660,51 46.652.547,77 



TOTAL 

512.725,13 

5.275.443,56 

52.440.716,46 

ANEXO 2


Mês 

Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede Básica referente ao Aditivo nº 17 ao CUST 074/2002 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS RB 

Ponta 

(R$) 

ENCARGOS 

PAGOS RB 

Ponta 

(R$) 

Diferença RB Ponta 

(R$) 

abr/11 5.433,00 2.170.483,50 1.908.612,90 261.870,60 

mai/11 VESPASIANO 2---500 399,500 5.433,00 2.170.483,50 1.908.612,90 261.870,60 

jun/11 5.433,00 2.170.483,50 1.908.612,90 261.870,60 

TOTAL 

785.611,80 


53.226.328,26 

* Houve alteração de MUST do ponto Montes Claros 2 ---138, em função da assinatura do aditivo nº 18 referente ao CUST - 074/2002. 

ANEXO 2

Rede de Fronteira - CEMIG-D (2019) - Março/12 

TRANSMISSORA % Pontos de Conexão 

CEMIG 

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$) 


FRONTEIRA 

100 BARBACENA 2---138 213,900 852,00 182.242,80 268,300 145,00 38.903,50 221.146,30 

85,07 BARREIRO---138 677,700 920,00 530.397,84 708,400 173,00 104.256,01 634.653,85 

100 CONSELHEIRO PENA---13,8 27,500 878,00 24.145,00 22,600 178,00 4.022,80 28.167,80 

100 EMBORCAÇÃO---138 305,900 503,00 153.867,70 286,900 100,00 28.690,00 182.557,70 

100 GOVERNADOR VALADARES 2---13,8 47,400 1.025,00 48.585,00 49,000 196,00 9.604,00 58.189,00 

100 GOVERNADOR VALADARES 2---138 172,400 886,00 152.746,40 178,100 196,00 34.907,60 187.654,00 

100 IPATINGA 1---161 105,000 953,00 100.065,00 109,100 174,00 18.983,40 119.048,40 

100 IPATINGA 1---13,8 28,700 1.163,00 33.378,10 28,600 231,00 6.606,60 39.984,70 

100 IPATINGA 1---138 146,600 670,00 98.222,00 145,000 133,00 19.285,00 117.507,00 

100 ITABIRA 2---13,8 25,200 1.140,00 28.728,00 25,200 221,00 5.569,20 34.297,20 

100 ITABIRA 2---069 51,400 514,00 26.419,60 49,900 101,00 5.039,90 31.459,50 

100 ITUTINGA---138 349,400 579,00 202.302,60 360,500 110,00 39.655,00 241.957,60 

100 JAGUARA-SE---138 250,800 1.545,00 387.486,00 240,800 299,00 71.999,20 459.485,20 

100 JUIZ DE FORA 1---138 242,700 941,00 228.380,70 335,470 174,00 58.371,78 286.752,48 

100 LAFAIETE---138 242,700 977,00 237.117,90 295,700 176,00 52.043,20 289.161,10 

100 MONTES CLAROS 2---138 288,600 665,00 191.919,00 307,000 128,00 39.296,00 231.215,00 

100 NEVES 1---138 871,700 641,00 558.759,70 872,300 131,00 114.271,30 673.031,00 

100 OURO PRETO 2---138 499,400 910,00 454.454,00 499,300 167,00 83.383,10 537.837,10 

100 PIMENTA---138 193,100 805,00 155.445,50 198,100 145,00 28.724,50 184.170,00 

100 SÃO GONÇALO DO PARÁ---138 500,700 639,00 319.947,30 515,200 122,00 62.854,40 382.801,70 

100 TAQUARIL---138 355,400 754,00 267.971,60 368,000 145,00 53.360,00 321.331,60 

100 TIMÓTEO---13,8 29,610 1.636,00 48.441,96 27,700 338,00 9.362,60 57.804,56 

100 TRÊS MARIAS---138 137,200 1.601,00 219.657,20 177,800 295,00 52.451,00 272.108,20 

100 VARZEA PALMA 1---138 172,500 1.403,00 242.017,50 210,000 250,00 52.500,00 294.517,50 

SUB-TOTAL CEMIG 


(R$) 

5.935,510 4.892.698,40 6.278,970 994.140,09 5.886.838,49 (263.864,24) 5.622.974,25 

TOTAL 

(R$) 

ANEXO 2

Rede de Fronteira - CEMIG-D (2019) - Março/12 

TRANSMISSORA % Pontos de Conexão 

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$) 


FRONTEIRA 

CEMIG ITAJUBÁ 100 ITAJUBÁ---138 323,600 2.739,00 886.340,40 324,800 533,00 173.118,40 1.059.458,80 

FURNAS 

SUB-TOTAL CEMIG ITAJUBÁ 


(R$) 

323,600 886.340,40 324,800 173.118,40 1.059.458,80 1.059.458,80 

100 MASCARENHAS DE MORAES--138 175,100 313,00 54.806,30 206,400 61,00 12.590,40 67.396,70 

14,93 BARREIRO---138 677,700 920,00 93.086,16 708,400 173,00 18.297,19 111.383,35 

100 POÇOS DE CALDAS---138 215,400 1.046,00 225.308,40 227,600 210,00 47.796,00 273.104,40 

SUB-TOTAL FURNAS 

1.068,200 373.200,86 1.142,400 78.683,59 451.884,45 (3.011,86) 448.872,59 

TRANSIRAPÉ 100 ARAÇUAÍ 2---138 160,100 1.279,00 204.767,90 155,900 246,00 38.351,40 243.119,30 

SUB-TOTAL TRANSIRAPÉ 

160,100 204.767,90 155,900 38.351,40 243.119,30 243.119,30 

SMTE 100 PARACATU 4---138 127,710 3.684,00 470.483,64 134,400 751,00 100.934,40 571.418,04 

SUB-TOTAL SMTE 

127,710 470.483,64 134,400 100.934,40 571.418,04 571.418,04 

SPTE 100 PIRAPORA 2 – 138KV(A) 166,410 1.247,00 207.513,27 322,300 206,00 66.393,80 273.907,07 

SUB-TOTAL SPTE 

166,410 207.513,27 322,300 66.393,80 273.907,07 273.907,07 

TOTAL 

(R$) 

TOTAL GERAL 

7.781,530 7.035.004,47 8.358,770 1.451.621,68 8.486.626,15 (266.876,10) 8.219.750,05 

ANEXO 2

REDE BÁSICA - COPEL-D (2027) - MARÇO/12 

Ins_id 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB Ponta 

(R$/MW) 


(R$) 


(MW) 

TUST RB Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS RB 

Fora Ponta 

(R$) 


APUCARANA---138 209,000 5.173,00 1.081.157,00 205,000 983,00 201.515,00 1.282.672,00 

AREIA---138 175,000 5.001,00 875.175,00 160,000 960,00 153.600,00 1.028.775,00 

AREIA---013 9,900 4.997,00 49.470,30 8,600 959,00 8.247,40 57.717,70 

BATEIAS---138 123,000 5.584,00 686.832,00 150,000 1.103,00 165.450,00 852.282,00 

CAMPO ASSOBIO---138 61,800 5.936,00 366.844,80 55,500 1.176,00 65.268,00 432.112,80 

CAMPO ASSOBIO---013 18,500 5.936,00 109.816,00 18,500 1.176,00 21.756,00 131.572,00 

C.COMPRIDO---069 185,900 5.845,00 1.086.585,50 180,000 1.157,00 208.260,00 1.294.845,50 

C.COMPRIDO---013 45,000 5.761,00 259.245,00 37,500 1.139,00 42.712,50 301.957,50 

C.MOURAO---138 185,000 4.811,00 890.035,00 175,000 904,00 158.200,00 1.048.235,00 

CASCAVEL---138 400,000 4.863,00 1.945.200,00 413,000 926,00 382.438,00 2.327.638,00 

C.I.CURITIBA---069 235,000 5.859,00 1.376.865,00 215,000 1.159,00 249.185,00 1.626.050,00 

C.I.CURITIBA---013 59,000 5.866,00 346.094,00 66,000 1.160,00 76.560,00 422.654,00 

D.S.J.PINHAIS---013 38,000 6.022,00 228.836,00 48,200 1.193,00 57.502,60 286.338,60 

FIGUEIRA---138 105,000 6.245,00 655.725,00 70,000 1.255,00 87.850,00 743.575,00 

FIGUEIRA---013 30,000 6.245,00 187.350,00 23,000 1.255,00 28.865,00 216.215,00 

FOZ DO CHOPIM---138 194,000 4.485,00 870.090,00 175,000 830,00 145.250,00 1.015.340,00 

FOZ DO IGUACU NORTE---138 128,000 5.062,00 647.936,00 125,000 971,00 121.375,00 769.311,00 

PARIGOT SOUZA---138 92,000 5.935,00 546.020,00 108,000 1.162,00 125.496,00 671.516,00 

PARIGOT SOUZA---013 12,150 5.926,00 72.000,90 10,000 1.160,00 11.600,00 83.600,90 

PRGUA GUAIRA---138 96,000 4.986,00 478.656,00 95,000 946,00 89.870,00 568.526,00 

IBIPORA---138 286,000 5.329,00 1.524.094,00 245,000 1.010,00 247.450,00 1.771.544,00 

JAGUARIAIVA---138 98,100 6.366,00 624.504,60 220,000 1.310,00 288.200,00 912.704,60 

LONDRINA---138 222,480 5.319,00 1.183.371,12 201,400 1.007,00 202.809,80 1.386.180,92 

MARINGA---138 230,000 5.075,00 1.167.250,00 250,000 963,00 240.750,00 1.408.000,00 

ANEXO 2


Ins_id 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB Ponta 

(R$/MW) 


(R$) 


(MW) 

TUST RB Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS RB 

Fora Ponta 

(R$) 


PATO BRANCO---138 114,000 4.360,00 497.040,00 106,000 796,00 84.376,00 581.416,00 

PILARZINHO---230 38,000 5.918,00 224.884,00 95,000 1.175,00 111.625,00 336.509,00 

PILARZINHO---069 220,500 5.931,00 1.307.785,50 198,000 1.175,00 232.650,00 1.540.435,50 

PONTA G NORTE---138 87,300 5.899,00 514.982,70 101,000 1.140,00 115.140,00 630.122,70 

PONTA G NORTE---034 38,250 5.918,00 226.363,50 35,000 1.144,00 40.040,00 266.403,50 

PONTA G NORTE---013 7,600 5.918,00 44.976,80 7,000 1.144,00 8.008,00 52.984,80 

PONTA G SUL---034 53,100 6.166,00 327.414,60 57,000 1.192,00 67.944,00 395.358,60 

PONTA G SUL---013 7,110 6.166,00 43.840,26 5,000 1.192,00 5.960,00 49.800,26 

PONTA G SUL---138 68,400 6.038,00 412.999,20 64,000 1.167,00 74.688,00 487.687,20 

U.S.OSORIO---069 - - - 

SANTA MÔNICA---069 235,000 6.025,00 1.415.875,00 215,000 1.193,00 256.495,00 1.672.370,00 

SARANDí---138 110,700 5.113,00 566.009,10 118,000 971,00 114.578,00 680.587,10 

S.MATEUS SUL---034 23,850 5.715,00 136.302,75 20,000 1.124,00 22.480,00 158.782,75 

S.MATEUS SUL---013 11,970 5.715,00 68.408,55 9,000 1.124,00 10.116,00 78.524,55 

S.MATEUS SUL---230 18,000 5.715,00 102.870,00 16,000 1.124,00 17.984,00 120.854,00 

UBERABA---069 238,400 5.950,00 1.418.480,00 209,000 1.178,00 246.202,00 1.664.682,00 

PRUMB UMBARA Guaíra + peróxidos---230 38,500 5.761,00 221.798,50 108,000 1.166,00 125.928,00 347.726,50 

POSTO FISCAL---138 97,000 6.171,00 598.587,00 94,000 1.210,00 113.740,00 712.327,00 

UMBARA---069 249,000 5.813,00 1.447.437,00 221,000 1.150,00 254.150,00 1.701.587,00 

ROSANA---138 177,540 4.738,00 841.184,52 162,200 898,00 145.655,60 986.840,12 

TOTAL 

5.073,050 27.676.392,20 5.094,900 5.427.969,90 33.104.362,10 

PARCELA DA TUSDg-ONS (REN 349/09) 


TOTAL ENCARGOS DE USO DA REDE BÁSICA 

79.976,92 

3.127.162,60 

36.311.501,62 

ANEXO 2


Mês 

Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede Básica referente ao Despacho do Diretor Geral da ANEEL nº 715, de 06/03/2012, publicado em 14/03/2012 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS RB 

Ponta 

(R$) 

ENCARGOS 

PAGOS RB Ponta 

(R$) 

Diferença RB Ponta 

(R$) 

MUST Fora 

Ponta 

(MW) 

TUST RB Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

ENCARGOS 

RB Fora 

Ponta 

(R$) 

ENCARGOS 

PAGOS RB Fora 

Ponta 

(R$) 


Ponta (R$) 

dez/11 102,000 6.245,00 636.990,00 1.074.140,00 (437.150,00) 65,000 1.255,00 81.575,00 188.250,00 (106.675,00) 

jan/12 FIGUEIRA---138 105,000 6.245,00 655.725,00 983.587,50 (327.862,50) 70,000 1.255,00 87.850,00 188.250,00 (100.400,00) 

fev/12 105,000 6.245,00 655.725,00 983.587,50 (327.862,50) 70,000 1.255,00 87.850,00 188.250,00 (100.400,00) 

TOTAL 

(1.092.875,00) (307.475,00) 


34.911.151,62 

ANEXO 2

REDE DE FRONTEIRA - COPEL-D (2027) - MARÇO/12 

Transmissora TIPO % Pontos de Conexão 

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 

PA de 

Fronteira 

(R$) 

TOTAL 

(R$) 

COPEL 

TR-FR 100 APUCARANA---138 209,00 407,00 85.063,00 205,00 82,00 16.810,00 101.873,00 

TR-FR 67,71 AREIA---138 175,00 438,00 51.899,72 160,00 91,00 9.858,58 61.758,30 

TR-FR 67,71 AREIA---013 9,90 438,00 2.936,04 8,60 91,00 529,90 3.465,94 

TR-FR 100 BATEIAS---138 123,00 1.568,00 192.864,00 150,00 306,00 45.900,00 238.764,00 

TR-FR 100 CAMPO ASSOBIO---138 61,80 2.739,00 169.270,20 55,50 538,00 29.859,00 199.129,20 

TR-FR 100 CAMPO ASSOBIO---013 18,50 11.195,00 207.107,50 18,50 2.188,00 40.478,00 247.585,50 

100 C.I.CURITIBA---069 235,00 996,00 234.060,00 215,00 199,00 42.785,00 276.845,00 

100 C.I.CURITIBA---013 59,00 2.162,00 127.558,00 66,00 426,00 28.116,00 155.674,00 

TR-FR 100 C.COMPRIDO---069 185,90 618,00 114.886,20 180,00 125,00 22.500,00 137.386,20 

TR-FR 100 C.COMPRIDO---013 45,00 1.018,00 45.810,00 37,50 212,00 7.950,00 53.760,00 

TR-FR 100 C.MOURAO---138 185,00 492,00 91.020,00 175,00 99,00 17.325,00 108.345,00 

TR-FR 100 CASCAVEL---138 400,00 335,00 134.000,00 413,00 66,00 27.258,00 161.258,00 

TR-FR 100 D.S.J.PINHAIS---013 38,00 4.279,00 162.602,00 48,20 765,00 36.873,00 199.475,00 

TR-FR 100 FIGUEIRA---138 105,00 417,00 43.785,00 70,00 88,00 6.160,00 49.945,00 

TR-FR 100 FIGUEIRA---013 30,00 417,00 12.510,00 23,00 88,00 2.024,00 14.534,00 

TR-FR 100 FOZ DO CHOPIM---138 194,00 1.326,00 257.244,00 175,00 272,00 47.600,00 304.844,00 

TR-FR 100 PARIGOT SOUZA---138 92,00 775,00 71.300,00 108,00 147,00 15.876,00 87.176,00 

TR-FR 100 PARIGOT SOUZA---013 12,15 775,00 9.416,25 10,00 147,00 1.470,00 10.886,25 

TR-FR 100 GUAIRA---138 96,00 816,00 78.336,00 95,00 170,00 16.150,00 94.486,00 

TR-FR 100 IBIPORA---138 286,00 802,00 229.372,00 245,00 178,00 43.610,00 272.982,00 

TR-FR 100 JAGUARIAIVA---138 98,10 1.797,00 176.285,70 220,00 253,00 55.660,00 231.945,70 

TR-FR 100 LONDRINA---138 222,48 347,00 77.200,56 201,40 75,00 15.105,00 92.305,56 

ANEXO 2



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 

PA de 

Fronteira 

(R$) 

TOTAL 

(R$) 

TR-FR 100 MARINGA---138 230,00 425,00 97.750,00 250,00 83,00 20.750,00 118.500,00 

TR-FR 100 PATO BRANCO---138 114,00 497,00 56.658,00 106,00 110,00 11.660,00 68.318,00 

TR-FR 100 PILARZINHO---069 220,50 349,00 76.954,50 198,00 71,00 14.058,00 91.012,50 

TR-FR 100 PONTA G NORTE---138 87,30 683,00 59.625,90 101,00 132,00 13.332,00 72.957,90 

TR-FR 100 PONTA G NORTE---034 38,25 1.267,00 48.462,75 35,00 256,00 8.960,00 57.422,75 

TR-FR 100 PONTA G NORTE---013 7,60 1.267,00 9.629,20 7,00 256,00 1.792,00 11.421,20 

TR-FR 100 PONTA G SUL---034 53,10 1.009,00 53.577,90 57,00 211,00 12.027,00 65.604,90 

TR-FR 100 PONTA G SUL---013 7,11 1.009,00 7.173,99 5,00 211,00 1.055,00 8.228,99 

COPEL TR-FR 100 PONTA G SUL---138 68,40 3.001,00 205.268,40 64,00 644,00 41.216,00 246.484,40 

100 U.S.OSORIO---069 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 

100 SANTA MÔNICA---069 235,00 934,00 219.490,00 215,00 185,00 39.775,00 259.265,00 

100 SARANDí---138 110,70 1.220,00 135.054,00 118,00 252,00 29.736,00 164.790,00 

TR-FR 100 S.MATEUS SUL---034 23,85 2.483,00 59.219,55 20,00 525,00 10.500,00 69.719,55 

TR-FR 100 S.MATEUS SUL---013 11,97 743,00 8.893,71 9,00 169,00 1.521,00 10.414,71 

100 POSTO FISCAL---138 97,00 2.915,00 282.755,00 94,00 610,00 57.340,00 340.095,00 

TR-FR 100 UBERABA---069 238,40 355,00 84.632,00 209,00 72,00 15.048,00 99.680,00 

TR-FR 100 UMBARA---069 249,00 354,00 88.146,00 221,00 75,00 16.575,00 104.721,00 

SUB-TOTAL COPEL 

4.673,01 4.067.817,07 4.588,70 10.468,00 825.242,48 4.893.059,55 92.359,55 4.985.419,10 

CTEEP TR-FR 99,290 ROSANA---138 177,54 4.209,00 741.960,27 162,20 839,00 135.119,59 877.079,86 


177,54 741.960,27 162,20 839,00 135.119,59 877.079,86 - 877.079,86 

FURNAS 0,070 ROSANA---138 177,54 4.209,00 523,09 162,20 839,00 95,26 618,35 


177,54 523,09 162,20 839,00 95,26 618,35 - 618,35 

ANEXO 2



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 

PA de 

Fronteira 

(R$) 

TOTAL 

(R$) 

ATE V 0,480 ROSANA---138 177,54 4.209,00 3.586,88 162,20 839,00 653,21 4.240,09 

SUB-TOTAL ATE V 

177,54 3.586,88 162,20 839,00 653,21 4.240,09 - 4.240,09 

TR-FR 32,290 AREIA---138 175,00 438,00 24.750,29 160,00 91,00 4.701,42 29.451,71 

TR-FR 32,290 AREIA---013 9,90 438,00 1.400,16 8,60 91,00 252,70 1.652,86 

ELETROSUL 

TR-FR 0 C.MOURAO---138 185,00 492,00 0,00 175,00 99,00 0,00 0,00 

TR-FR U.S.OSORIO---069 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 


369,90 26.150,45 343,60 281,00 4.954,12 31.104,57 - 31.104,57 

ATE VII 100 FOZ DO IGUACU NORTE---138 128,00 921,00 117.888,00 125,00 181,00 22.625,00 140.513,00 

SUB-TOTAL ATE VII 

128,00 117.888,00 125,00 181,00 22.625,00 140.513,00 - 140.513,00 

IE PINHEIROS 0,160 ROSANA---138 177,54 4.209,00 1.195,63 162,20 839,00 217,74 1.413,37 

SUB-TOTAL IE PINHEIROS 

177,54 1.195,63 162,20 839,00 217,74 1.413,37 - 1.413,37 

TOTAL GERAL 

5.881,07 4.959.121,39 5.706,10 988.907,40 5.948.028,79 92.359,55 6.040.388,34 

ANEXO 2


Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede de Fronteira a ser pago a COPEL referente ao Despacho do Diretor Geral da ANEEL nº 715, de 06/03/2012, publicado em 14/03/2012 

Mês % Pontos de Conexão 

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$) 


Ponta 

(R$) 

dez/11 102,000 417,00 42.534,00 71.724,00 (29.190,00) 65,000 88,00 5.720,00 13.200,00 (7.480,00) 

jan/12 100 FIGUEIRA---138 105,000 417,00 43.785,00 65.677,50 (21.892,50) 70,000 88,00 6.160,00 13.200,00 (7.040,00) 

fev/12 105,000 417,00 43.785,00 65.677,50 (21.892,50) 70,000 88,00 6.160,00 13.200,00 (7.040,00) 


(72.975,00) (21.560,00) 

ENCARGOS DE USO DA REDE DE FRONTEIRA A SEREM PAGO A COPEL EM MARÇO/12 

4.890.884,10 


5.945.853,34 

ANEXO 2

REDE BÁSICA - ELEKTRO (2033) - Março/12 

Ins_id 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB Ponta 

(R$/MW) 


(R$) 


(MW) 

TUST RB Fora 

Ponta 

(R$/MW) 


Ponta 

(R$) 


SPAGV ÁGUA VERMELHA---138 3,470 4.279,00 14.848,13 3,602 817,00 2.942,83 17.790,96 

SPAGT AGUAÍ---138 19,594 5.352,00 104.867,09 16,775 1.047,00 17.563,43 122.430,52 

SPAJB AJINOMOTO BIOLATINA(ORIENTO)---138 10,600 5.991,00 63.504,60 13,100 1.197,00 15.680,70 79.185,30 

SPAJI AJINOMOTO INTERAMERICANA--138 16,750 5.390,00 90.282,50 18,500 1.054,00 19.499,00 109.781,50 

SPAPG ALPARGATAS---138 3,700 6.194,00 22.917,80 3,700 1.247,00 4.613,90 27.531,70 

SPANR ANDRADINA--138 33,500 4.255,00 142.542,50 34,165 807,00 27.571,16 170.113,66 

SPARR1 ARARAS 1---138 37,090 5.367,00 199.062,03 36,125 1.049,00 37.895,13 236.957,16 

SPARR2 ARARAS 2---138 46,770 5.379,00 251.575,83 40,486 1.051,00 42.550,79 294.126,62 

SPARN ARTUR NOGUEIRA---138 30,336 5.406,00 163.996,42 27,592 1.057,00 29.164,74 193.161,16 

SPARU ARUJÁ---138 40,880 5.698,00 232.934,24 42,582 1.115,00 47.478,93 280.413,17 

SPATI1 ATIBAIA 1---138 80,410 5.651,00 454.396,91 72,640 1.107,00 80.412,48 534.809,39 

ATIBAIA 3---138 18,800 5.674,00 106.671,20 18,100 1.111,00 20.109,10 126.780,30 

AVANTI – CORTTEX - NELLITEX 5,990 4.205,00 25.187,95 6,390 796,00 5.086,44 30.274,39 

SPBER1 BERTIOGA 1---138 28,512 5.715,00 162.946,08 26,000 1.117,00 29.042,00 191.988,08 

SPBER2 BERTIOGA 2---138 39,168 5.712,00 223.727,62 36,606 1.117,00 40.888,90 264.616,52 

SPBER3 BERTIOGA 3--138 17,767 5.708,00 101.414,04 14,762 1.117,00 16.489,15 117.903,19 

SPBUR BURI---138 8,642 6.386,00 55.187,81 9,343 1.296,00 12.108,53 67.296,34 

SPCAV CABREÚVA---138 35,079 5.667,00 198.792,69 35,013 1.110,00 38.864,43 237.657,12 

SPCBO CAPÃO BONITO--138 128,478 6.558,00 842.558,72 183,807 1.337,00 245.749,96 1.088.308,68 

SPCPV CAPIVARA---138 1,676 4.360,00 7.307,36 1,900 827,00 1.571,30 8.878,66 

SPCAD CARDOSO--138 19,114 4.354,00 83.222,36 16,000 832,00 13.312,00 96.534,36 

SPKAR KARIBÊ---088 6,200 6.335,00 39.277,00 7,900 1.241,00 9.803,90 49.080,90 

SPCST CASTILHO---138 7,094 4.205,00 29.830,27 8,078 796,00 6.430,09 36.260,36 

CEDASA---138 9,800 5.396,00 52.880,80 9,800 1.055,00 10.339,00 63.219,80 

ANEXO 2


Ins_id 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB Ponta 

(R$/MW) 


(R$) 


(MW) 

TUST RB Fora 

Ponta 

(R$/MW) 


Ponta 

(R$) 


SPCER CERQUILHO---088 34,560 5.540,00 191.462,40 31,599 1.089,00 34.411,31 225.873,71 

SPCSL CESÁRIO LANGE---138 12,579 6.102,00 76.757,06 12,818 1.224,00 15.689,23 92.446,29 

SPCHP INTERNACIONAL---138 35,000 5.423,00 189.805,00 35,000 1.061,00 37.135,00 226.940,00 

SPCOA COCAL II---138 4,000 4.390,00 17.560,00 4,000 833,00 3.332,00 20.892,00 

SPCOC CONCHAL---138 17,971 5.427,00 97.528,62 22,227 1.062,00 23.605,07 121.133,69 

SPCOM CONCHAS---088 13,824 5.540,00 76.584,96 12,500 1.089,00 13.612,50 90.197,46 

SPCRD CORDEIRÓPOLIS---138 35,059 5.398,00 189.248,48 42,160 1.056,00 44.520,96 233.769,44 

SPCPB ENERGYWORKS---138 12,960 5.409,00 70.100,64 10,000 1.058,00 10.580,00 80.680,64 

SPCRZ CRUZAÇO---138 4,000 5.616,00 22.464,00 18,000 1.100,00 19.800,00 42.264,00 

SPDEL DELTA INDUSTRIA---138 7,550 5.395,00 40.732,25 7,850 1.055,00 8.281,75 49.014,00 

SPDWQ DOW QUÍMICA---138 16,330 5.726,00 93.505,58 16,100 1.119,00 18.015,90 111.521,48 

SPDRA DRACENA--138 49,440 4.341,00 214.619,04 46,383 823,00 38.173,21 252.792,25 

MSELDR ELDORADO 5,000 4.214,00 21.070,00 5,000 798,00 3.990,00 25.060,00 

SPELF ELFUSA---138 3,300 5.308,00 17.516,40 42,000 1.038,00 43.596,00 61.112,40 

EMBRAMACO---138 7,750 5.397,00 41.826,75 7,750 1.055,00 8.176,25 50.003,00 

SPFER FERNANDÓPOLIS---138 34,316 4.337,00 148.828,49 34,303 828,00 28.402,88 177.231,37 

SPFLP FLORIDA PAULISTA---069 12,203 4.379,00 53.436,94 11,457 831,00 9.520,77 62.957,71 

SPFRM FRANCISCO MORATO---138 57,293 5.692,00 326.111,76 49,784 1.115,00 55.509,16 381.620,92 

SPFRR FRANCO DA ROCHA---138 59,012 5.692,00 335.896,30 52,140 1.115,00 58.136,10 394.032,40 

SPGUT GUARATUBA(PETRO GUAR)---138 1,200 5.710,00 6.852,00 1,200 1.117,00 1.340,40 8.192,40 

SPGRJ1 GUARUJÁ 1---138 55,200 5.725,00 316.020,00 46,485 1.119,00 52.016,72 368.036,72 

SPGRJ2 GUARUJÁ 2---138 75,734 5.723,00 433.425,68 69,000 1.118,00 77.142,00 510.567,68 

SPGRJ3 GUARUJÁ 3---138 50,134 5.725,00 287.017,15 43,988 1.119,00 49.222,57 336.239,72 

SPILS ILHA SOLTEIRA---138 13,867 4.226,00 58.601,94 13,408 801,00 10.739,81 69.341,75 

ANEXO 2


Ins_id 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB Ponta 

(R$/MW) 


(R$) 


(MW) 

TUST RB Fora 

Ponta 

(R$/MW) 


Ponta 

(R$) 


SPIRA IRACEMÁPOLIS--138 17,681 5.399,00 95.459,72 21,251 1.056,00 22.441,06 117.900,78 

SPITH1 ITANHANHEM 1---138 66,134 5.930,00 392.174,62 58,498 1.174,00 68.676,65 460.851,27 

SPITH2 ITANHANHEM 2---138 30,934 5.894,00 182.325,00 26,500 1.164,00 30.846,00 213.171,00 

SPITP ITAPETININGA 1---138 21,811 6.345,00 138.390,80 19,840 1.284,00 25.474,56 163.865,36 

SPJLS JALES---138 56,084 4.298,00 241.049,03 49,194 819,00 40.289,89 281.338,92 

SPJAR JARINÚ---138 27,518 5.601,00 154.128,32 28,193 1.097,00 30.927,72 185.056,04 

SPJUP JUPIÁ---138 23,635 4.205,00 99.385,18 25,092 796,00 19.973,23 119.358,41 

SPJUQ JUQUIÁ---138 10,572 6.207,00 65.620,40 9,623 1.246,00 11.990,26 77.610,66 

SPLAP LARANJAL PAULISTA---138 18,087 5.972,00 108.015,56 23,094 1.192,00 27.528,05 135.543,61 

SPLEM LEME---138 39,773 5.315,00 211.393,50 39,457 1.038,00 40.956,37 252.349,87 

SPLIM1 LIMEIRA 1---138 44,392 5.400,00 239.716,80 40,727 1.056,00 43.007,71 282.724,51 

SPLIM2 LIMEIRA 2---138 11,290 5.390,00 60.853,10 14,770 1.054,00 15.567,58 76.420,68 

SPLIM3 LIMEIRA 3---138 49,548 5.390,00 267.063,72 43,685 1.054,00 46.043,99 313.107,71 

SPLIM4 LIMEIRA 4---138 57,005 5.395,00 307.541,98 71,950 1.055,00 75.907,25 383.449,23 

SPLUK LUK---138 1,700 5.456,00 9.275,20 5,200 1.068,00 5.553,60 14.828,80 

SPMAH MAHLE---138 30,960 5.367,00 166.162,32 36,400 1.050,00 38.220,00 204.382,32 

SPMAI MAIRIPORÃ---138 105,571 5.703,00 602.071,41 98,093 1.117,00 109.569,88 711.641,29 

SPMLH MELHORAMENTOS---138 34,400 5.690,00 195.736,00 34,500 1.114,00 38.433,00 234.169,00 

SPMEV TRW A.NOGUEIRA (M.VARGAS) - 138 kV (A) 8,000 5.420,00 43.360,00 13,000 1.060,00 13.780,00 57.140,00 

SPMIR MIRANDÓPOLIS---138 15,546 4.325,00 67.236,45 13,604 821,00 11.168,88 78.405,33 

SOMOG1 MOGI GUAÇU 1---138 34,337 5.423,00 186.209,55 35,007 1.061,00 37.142,43 223.351,98 

SPMOG2 MOGI GUAÇU 2---138 22,712 5.415,00 122.985,48 24,256 1.060,00 25.711,36 148.696,84 

SPMOM1 MOGI MIRIM 1---138 43,594 5.430,00 236.715,42 44,010 1.062,00 46.738,62 283.454,04 

SPMOM2 MOGI MIRIM 2---138 14,573 5.431,00 79.145,96 13,460 1.063,00 14.307,98 93.453,94 

ANEXO 2


Ins_id 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB Ponta 

(R$/MW) 


(R$) 


(MW) 

TUST RB Fora 

Ponta 

(R$/MW) 


Ponta 

(R$) 


SPMON MONGAGUÁ---138 49,600 5.859,00 290.606,40 43,000 1.155,00 49.665,00 340.271,40 

SPNAV NOVA AVANHANDAVA---13,8 9,168 4.534,00 41.567,71 8,422 867,00 7.301,87 48.869,58 

SPPAO PALMEIRA DO OESTE---138 9,109 4.267,00 38.868,10 9,396 812,00 7.629,55 46.497,65 

SPPAR PARAIBUNA---088 11,098 5.699,00 63.247,50 10,731 1.117,00 11.986,53 75.234,03 

SPPEB PEREIRA BARRETO---138 14,822 4.249,00 62.978,68 14,578 807,00 11.764,45 74.743,13 

SPPER PERUÍBE--138 51,057 6.017,00 307.209,97 44,759 1.196,00 53.531,76 360.741,73 

SPPSU PETROBRÁS(PETRO PIR.)---138 1,300 5.223,00 6.789,90 2,100 1.020,00 2.142,00 8.931,90 

SPPSS1 PIRASSUNUNGA 1---138 34,656 5.251,00 181.978,66 28,045 1.025,00 28.746,13 210.724,79 

SPPSS2 PIRASSUNUNGA 2---138 13,683 5.206,00 71.233,70 12,888 1.016,00 13.094,21 84.327,91 

SPPIP PIRAPOZINHO---138 23,443 4.425,00 103.735,28 24,176 840,00 20.307,84 124.043,12 

SPPRL PIRELLI---138 7,900 6.073,00 47.976,70 9,000 1.217,00 10.953,00 58.929,70 

SPPOF PORTO FERREIRA--138 39,202 5.201,00 203.889,60 39,424 1.015,00 40.015,36 243.904,96 

SPPPR PORTO PRIMAVERA---138 12,888 4.738,00 61.063,34 11,885 898,00 10.672,73 71.736,07 

SPREG REGISTRO---138 94,810 6.293,00 596.639,33 96,137 1.268,00 121.901,72 718.541,05 

SPRIC1 RIO CLARO 1---138 48,544 5.397,00 261.991,97 40,200 1.055,00 42.411,00 304.402,97 



SPRIS RIPASA(CONPACEL)---138 45,765 5.388,00 246.581,82 40,000 1.054,00 42.160,00 288.741,82 

SPROS ROSANA---138 3,024 4.738,00 14.327,71 2,892 898,00 2.597,02 16.924,73 

SPSJB2 S.JOÃO DA BOA VISTA 2---138 41,009 5.306,00 217.593,75 36,540 1.038,00 37.928,52 255.522,27 

SPSSE SÃO SEBASTIÃO---13,8 26,134 5.702,00 149.016,07 23,000 1.116,00 25.668,00 174.684,07 

SPSCP SANTA CRUZ DAS PALMEIRAS--138 10,685 5.215,00 55.722,28 9,543 1.018,00 9.714,77 65.437,05 

SPSIS SANTA ISABEL---088 33,293 6.293,00 209.512,85 29,394 1.233,00 36.242,80 245.755,65 

SPSRP SANTA RITA DO PASSA QUATRO---138 11,274 5.145,00 58.004,73 10,403 1.004,00 10.444,61 68.449,34 

ANEXO 2


Ins_id 


MUST Ponta 

(MW) 

TUST RB Ponta 

(R$/MW) 


(R$) 


(MW) 

TUST RB Fora 

Ponta 

(R$/MW) 


Ponta 

(R$) 


SPSAP SANTO ANTÔNIO DA POSSE---138 9,235 5.434,00 50.182,99 10,270 1.063,00 10.917,01 61.100,00 

SPTAM TAMBAÚ---138 13,075 5.145,00 67.270,88 19,673 1.004,00 19.751,69 87.022,57 

SPTAQ TAQUARUÇU---138 9,069 4.221,00 38.280,25 9,164 798,00 7.312,87 45.593,12 

SPTAT1 TATUÍ 1---88 22,109 6.345,00 140.281,61 24,160 1.284,00 31.021,44 171.303,05 

SPTAT2 TATUÍ 2---138 35,471 6.158,00 218.430,42 33,712 1.238,00 41.735,46 260.165,88 

SPTAU TAUBATE---138 47,914 5.695,00 272.870,23 44,162 1.118,00 49.373,12 322.243,35 

SPTIE TIETÊ---138 20,736 6.041,00 125.266,18 23,117 1.209,00 27.948,45 153.214,63 

SPTIG TIGRE---138 9,800 5.357,00 52.498,60 10,000 1.047,00 10.470,00 62.968,60 

SPTRI TRÊS IRMÃOS---138 6,960 4.204,00 29.259,84 6,642 796,00 5.287,03 34.546,87 

MSTLA TRÊS LAGOAS---138 40,426 4.210,00 170.193,46 35,651 797,00 28.413,85 198.607,31 

SPUBN UBARANA---069 9,772 4.614,00 45.088,01 22,399 884,00 19.800,72 64.888,73 

SPUBA2 UBATUBA---138 81,889 5.701,00 466.849,19 67,500 1.117,00 75.397,50 542.246,69 

SPVGS VARGEM GRANDE DO SUL---138 17,794 5.269,00 93.756,59 19,382 1.030,00 19.963,46 113.720,05 

CELULOSE SUL---138 0,000 4.212,00 - 36,000 798,00 28.728,00 28.728,00 

SPVIC VICENTE DE CARVALHO 13,8 8,208 5.727,00 47.007,22 7,210 1.119,00 8.067,99 55.075,21 

SPVOT1 VOTUPORANGA 1---138 45,239 4.398,00 198.961,12 53,878 841,00 45.311,40 244.272,52 

SPVOT2 VOTUPORANGA 2---138 28,886 4.393,00 126.896,20 29,644 840,00 24.900,96 151.797,16 

FERRO LIGAS---138 0,100 6.080,00 608,00 0,500 1.219,00 609,50 1.217,50 

PIONEIROS---138 1,500 4.255,00 6.382,50 1,500 809,00 1.213,50 7.596,00 

CRESCIUMAL---138 2,500 5.329,00 13.322,50 2,500 1.041,00 2.602,50 15.925,00 

3.181,301 17.391.961,29 3.232,734 120.307,00 3.463.783,43 20.855.744,72 



TOTAL 

311.045,64 

1.825.838,66 

22.992.629,02 

ANEXO 2


Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede Básica referente ao Termo Aditivo nº 27 ao CUST nº 119/2002 

Mês 

dez/11 

jan/12 

fev/12 


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$) 


Ponta (R$) 

RIO CLARO 1---138 53,580 5.397,00 289.171,26 289.171,26 - 60,210 1.055,00 63.521,55 63.521,55 - 

CEDASA---138 7,500 5.396,00 40.470,00 - 40.470,00 10,500 1.055,00 11.077,50 - 11.077,50 

RIO CLARO 1---138 48,544 5.397,00 261.991,97 314.882,57 (52.890,60) 40,200 1.055,00 42.411,00 52.750,00 (10.339,00) 

CEDASA---138 9,800 5.396,00 52.880,80 - 52.880,80 9,800 1.055,00 10.339,00 - 10.339,00 

ATIBAIA 3---138 18,800 5.674,00 106.671,20 - 106.671,20 18,100 1.111,00 20.109,10 - 20.109,10 

RIO CLARO 1---138 48,544 5.397,00 261.991,97 314.882,57 (52.890,60) 40,200 1.055,00 42.411,00 52.750,00 (10.339,00) 

CEDASA---138 9,800 5.396,00 52.880,80 - 52.880,80 9,800 1.055,00 10.339,00 - 10.339,00 

ATIBAIA 3---138 18,800 5.674,00 106.671,20 - 106.671,20 18,100 1.111,00 20.109,10 - 20.109,10 

TOTAL 

253.792,80 51.295,70 


23.297.717,52 

ANEXO 2



CTEEP 

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$) 


FRONTEIRA 

TR-FR 100 SPAGV ÁGUA VERMELHA---138 3,470 33,00 114,51 3,602 7,00 25,21 139,72 

RC-GI 100 SPCAV CABREÚVA---138 35,079 60,00 2.104,74 35,013 12,00 420,16 2.524,90 

TR-FR 100 SPCBO CAPÃO BONITO--138 128,478 22,00 2.826,52 183,807 4,00 735,23 3.561,75 

TR-FR 100 SPCPV CAPIVARA---138 1,676 45,00 75,42 1,900 9,00 17,10 92,52 

TR-FR 100 SPJUP JUPIÁ---138 23,635 68,00 1.607,18 25,092 14,00 351,29 1.958,47 

TR-FR 100 SPTAQ TAQUARUÇU---138 9,069 33,00 299,28 9,164 6,00 54,98 354,26 

TR-FR 100 SPTAU TAUBATE---138 47,914 103,00 4.935,14 44,162 21,00 927,40 5.862,54 

TR-FR 100 SPTRI TRÊS IRMÃOS---138 6,960 32,00 222,72 6,642 6,00 39,85 262,57 

RC-GI 99,290 SPAGT AGUAÍ---138 19,594 4.209,00 81.885,60 16,775 839,00 13.974,30 95.859,90 

99,290 EMBRAMACO---138 7,750 4.209,00 32.388,15 7,750 839,00 6.456,08 38.844,23 

RC-GI 99,290 SPAJB AJINOMOTO BIOLATINA(ORIENTO)---138 10,600 4.209,00 44.298,63 13,100 839,00 10.912,86 55.211,49 

RC-GI 99,290 SPAJI AJINOMOTO INTERAMERICANA--138 16,750 4.209,00 70.000,19 18,500 839,00 15.411,30 85.411,49 

RC-GI 99,290 SPAPG ALPARGATAS---138 3,700 4.209,00 15.462,73 3,700 839,00 3.082,26 18.544,99 

RC-GI 99,290 SPANR ANDRADINA--138 33,500 4.209,00 140.000,39 34,165 839,00 28.460,92 168.461,31 

RC-GI 99,290 SPARR1 ARARAS 1---138 37,090 4.209,00 155.003,42 36,125 839,00 30.093,68 185.097,10 

RC-GI 99,290 SPARR2 ARARAS 2---138 46,770 4.209,00 195.457,26 40,486 839,00 33.726,58 229.183,84 

RC-GI 99,290 SPARN ARTUR NOGUEIRA---138 30,336 4.209,00 126.777,67 27,592 839,00 22.985,33 149.763,00 

RC-GI 99,290 SPARU ARUJÁ---138 40,880 4.209,00 170.842,27 42,582 839,00 35.472,64 206.314,91 

RC-GI 99,290 SPATI1 ATIBAIA 1---138 80,410 4.209,00 336.042,73 72,640 839,00 60.512,25 396.554,98 

99,290 ATIBAIA 3---138 18,800 4.209,00 78.567,38 18,100 839,00 15.078,08 93.645,46 

99,290 AVANTI – CORTTEX - NELLITEX 5,990 4.209,00 25.032,91 6,390 839,00 5.323,15 30.356,06 

RC-GI 99,290 SPBER1 BERTIOGA 1---138 28,512 4.209,00 119.154,96 26,000 839,00 21.659,12 140.814,08 

RC-GI 99,290 SPBER2 BERTIOGA 2---138 39,168 4.209,00 163.687,62 36,606 839,00 30.494,38 194.182,00 

RC-GI 99,290 SPBER3 BERTIOGA 3--138 17,767 4.209,00 74.250,36 14,762 839,00 12.297,38 86.547,74 

RC-GI 99,290 SPBUR BURI---138 8,642 4.209,00 36.115,92 9,343 839,00 7.783,12 43.899,04 

RC-GI 99,290 SPCAD CARDOSO--138 19,114 4.209,00 79.879,63 16,000 839,00 13.328,69 93.208,32 

RC-GI 99,290 SPKAR KARIBÊ---088 6,200 4.209,00 25.910,52 7,900 839,00 6.581,04 32.491,56 

RC-GI 99,290 SPCST CASTILHO---138 7,094 4.209,00 29.646,65 8,078 839,00 6.729,32 36.375,97 

99,290 CEDASA---138 9,800 4.209,00 40.955,34 9,800 839,00 8.163,82 49.119,16 

RC-GI 99,290 SPCER CERQUILHO---088 34,560 4.209,00 144.430,25 31,599 839,00 26.323,33 170.753,58 

RC-GI 99,290 SPCSL CESÁRIO LANGE---138 12,579 4.209,00 52.569,10 12,818 839,00 10.677,95 63.247,05 

RC-GI 99,290 SPCHP INTERNACIONAL---138 35,000 4.209,00 146.269,06 35,000 839,00 29.156,51 175.425,57 

RC-GI 99,290 SPCOC CONCHAL---138 17,971 4.209,00 75.102,90 22,227 839,00 18.516,05 93.618,95 

PA de 

Fronteira 

(R$) 

TOTAL 

(R$) 

ANEXO 2



CTEEP 

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$) 


FRONTEIRA 

RC-GI 99,290 SPCOM CONCHAS---088 13,824 4.209,00 57.772,10 12,500 839,00 10.413,04 68.185,14 

RC-GI 99,290 SPCRD CORDEIRÓPOLIS---138 35,059 4.209,00 146.515,63 42,160 839,00 35.121,10 181.636,73 

RC-GI 99,290 SPCPB ENERGYWORKS---138 12,960 4.209,00 54.161,34 10,000 839,00 8.330,43 62.491,77 

RC-GI 99,290 SPCRZ CRUZAÇO---138 4,000 4.209,00 16.716,46 18,000 839,00 14.994,78 31.711,24 

RC-GI 99,290 SPDEL DELTA INDUSTRIA---138 7,550 4.209,00 31.552,33 7,850 839,00 6.539,39 38.091,72 

99,290 SPCOA COCAL II---138 4,000 4.209,00 16.716,46 4,000 839,00 3.332,17 20.048,63 

RC-GI 99,290 SPDWQ DOW QUÍMICA---138 16,330 4.209,00 68.244,97 16,100 839,00 13.411,99 81.656,96 

RC-GI 99,290 SPDRA DRACENA--138 49,440 4.209,00 206.615,50 46,383 839,00 38.639,04 245.254,54 

99,290 MSELDR ELDORADO 5,000 4.209,00 20.895,58 5,000 839,00 4.165,22 25.060,80 

RC-GI 99,290 SPELF ELFUSA---138 3,300 4.209,00 13.791,08 42,000 839,00 34.987,81 48.778,89 

RC-GI 99,290 SPFER FERNANDÓPOLIS---138 34,316 4.209,00 143.410,55 34,303 839,00 28.575,88 171.986,43 

RC-GI 99,290 SPFLP FLORIDA PAULISTA---069 12,203 4.209,00 50.997,75 11,457 839,00 9.544,17 60.541,92 

RC-GI 99,290 SPFRM FRANCISCO MORATO---138 57,293 4.209,00 239.434,10 49,784 839,00 41.472,22 280.906,32 

RC-GI 99,290 SPFRR FRANCO DA ROCHA---138 59,012 4.209,00 246.618,00 52,140 839,00 43.434,87 290.052,87 

RC-GI 99,290 SPGUT GUARATUBA(PETRO GUAR)---138 1,200 4.209,00 5.014,94 1,200 839,00 999,65 6.014,59 

RC-GI 99,290 SPGRJ1 GUARUJÁ 1---138 55,200 4.209,00 230.687,21 46,485 839,00 38.724,01 269.411,22 



RC-GI 99,290 SPILS ILHA SOLTEIRA---138 13,867 4.209,00 57.951,80 13,408 839,00 11.169,44 69.121,24 

RC-GI 99,290 SPIRA IRACEMÁPOLIS--138 17,681 4.209,00 73.890,95 21,251 839,00 17.703,00 91.593,95 

RC-GI 99,290 SPITH1 ITANHANHEM 1---138 66,134 4.209,00 276.381,66 58,498 839,00 48.731,36 325.113,02 

RC-GI 99,290 SPITH2 ITANHANHEM 2---138 30,934 4.209,00 129.276,78 26,500 839,00 22.075,64 151.352,42 

RC-GI 99,290 SPITP ITAPETININGA 1---138 21,811 4.209,00 91.150,70 19,840 839,00 16.527,58 107.678,28 

RC-GI 99,290 SPJLS JALES---138 56,084 4.209,00 234.381,55 49,194 839,00 40.980,72 275.362,27 

RC-GI 99,290 SPJAR JARINÚ---138 27,518 4.209,00 115.000,92 28,193 839,00 23.485,98 138.486,90 

RC-GI 99,290 SPJUQ JUQUIÁ---138 10,572 4.209,00 44.181,62 9,623 839,00 8.016,37 52.197,99 

RC-GI 99,290 SPLAP LARANJAL PAULISTA---138 18,087 4.209,00 75.587,67 23,094 839,00 19.238,30 94.825,97 

RC-GI 99,290 SPLEM LEME---138 39,773 4.209,00 166.215,98 39,457 839,00 32.869,38 199.085,36 

RC-GI 99,290 SPLIM1 LIMEIRA 1---138 44,392 4.209,00 185.519,32 40,727 839,00 33.927,35 219.446,67 




RC-GI 99,290 SPLUK LUK---138 1,700 4.209,00 7.104,50 5,200 839,00 4.331,82 11.436,32 

PA de 

Fronteira 

(R$) 

TOTAL 

(R$) 

ANEXO 2



CTEEP 

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$) 


FRONTEIRA 

RC-GI 99,290 SPMAH MAHLE---138 30,960 4.209,00 129.385,43 36,400 839,00 30.322,77 159.708,20 

RC-GI 99,290 SPMAI MAIRIPORÃ---138 105,571 4.209,00 441.193,47 98,093 839,00 81.715,70 522.909,17 

RC-GI 99,290 SPMLH MELHORAMENTOS---138 34,400 4.209,00 143.761,59 34,500 839,00 28.739,99 172.501,58 

RC-GI 99,290 SPMEV TRW A.NOGUEIRA (M.VARGAS) - 138 kV (A) 8,000 4.209,00 33.432,93 13,000 839,00 10.829,56 44.262,49 

RC-GI 99,290 SPMIR MIRANDÓPOLIS---138 15,546 4.209,00 64.968,54 13,604 839,00 11.332,72 76.301,26 

RC-GI 99,290 SOMOG1 MOGI GUAÇU 1---138 34,337 4.209,00 143.498,31 35,007 839,00 29.162,34 172.660,65 

RC-GI 99,290 SPMOG2 MOGI GUAÇU 2---138 22,712 4.209,00 94.916,08 24,256 839,00 20.206,29 115.122,37 

RC-GI 99,290 SPMOM1 MOGI MIRIM 1---138 43,594 4.209,00 182.184,39 44,010 839,00 36.662,23 218.846,62 

RC-GI 99,290 SPMOM2 MOGI MIRIM 2---138 14,573 4.209,00 60.902,26 13,460 839,00 11.212,76 72.115,02 

RC-GI 99,290 SPMON MONGAGUÁ---138 49,600 4.209,00 207.284,16 43,000 839,00 35.820,85 243.105,01 

RC-GI 99,290 SPNAV NOVA AVANHANDAVA---13,8 9,168 4.209,00 38.314,14 8,422 839,00 7.015,89 45.330,03 

RC-GI 99,290 SPPAO PALMEIRA DO OESTE---138 9,109 4.209,00 38.067,57 9,396 839,00 7.827,27 45.894,84 

RC-GI 99,290 SPPAR PARAIBUNA---088 11,098 4.209,00 46.379,83 10,731 839,00 8.939,39 55.319,22 

RC-GI 99,290 SPPEB PEREIRA BARRETO---138 14,822 4.209,00 61.942,86 14,578 839,00 12.144,10 74.086,96 

RC-GI 99,290 SPPER PERUÍBE--138 51,057 4.209,00 213.373,13 44,759 839,00 37.286,18 250.659,31 

RC-GI 99,290 SPPSU PETROBRÁS(PETRO PIR.)---138 1,300 4.209,00 5.432,85 2,100 839,00 1.749,39 7.182,24 

RC-GI 99,290 SPPSS1 PIRASSUNUNGA 1---138 34,656 4.209,00 144.831,45 28,045 839,00 23.362,69 168.194,14 

RC-GI 99,290 SPPSS2 PIRASSUNUNGA 2---138 13,683 4.209,00 57.182,85 12,888 839,00 10.736,26 67.919,11 

RC-GI 99,290 SPPIP PIRAPOZINHO---138 23,443 4.209,00 97.971,02 24,176 839,00 20.139,65 118.110,67 

RC-GI 99,290 SPPRL PIRELLI---138 7,900 4.209,00 33.015,02 9,000 839,00 7.497,39 40.512,41 

RC-GI 99,290 SPPOF PORTO FERREIRA--138 39,202 4.209,00 163.829,71 39,424 839,00 32.841,89 196.671,60 

RC-GI 99,290 SPPPR PORTO PRIMAVERA---138 12,888 4.209,00 53.860,45 11,885 839,00 9.900,72 63.761,17 

RC-GI 99,290 SPREG REGISTRO---138 94,810 4.209,00 396.222,00 96,137 839,00 80.086,26 476.308,26 

RC-GI 99,290 SPRIC1 RIO CLARO 1---138 48,544 4.209,00 202.871,01 40,200 839,00 33.488,33 236.359,34 



RC-GI 99,290 SPRIS RIPASA(CONPACEL)---138 45,765 4.209,00 191.257,25 40,000 839,00 33.321,72 224.578,97 

RC-GI 99,290 SPROS ROSANA---138 3,024 4.209,00 12.637,65 2,892 839,00 2.409,16 15.046,81 

RC-GI 99,290 SPSJB2 S.JOÃO DA BOA VISTA 2---138 41,009 4.209,00 171.381,37 36,540 839,00 30.439,39 201.820,76 

RC-GI 99,290 SPSSE SÃO SEBASTIÃO---13,8 26,134 4.209,00 109.217,02 23,000 839,00 19.159,99 128.377,01 

RC-GI 99,290 SPSCP SANTA CRUZ DAS PALMEIRAS--138 10,685 4.209,00 44.653,86 9,543 839,00 7.949,73 52.603,59 

RC-GI 99,290 SPSIS SANTA ISABEL---088 33,293 4.209,00 139.135,31 29,394 839,00 24.486,47 163.621,78 

RC-GI 99,290 SPSRP SANTA RITA DO PASSA QUATRO---138 11,274 4.209,00 47.115,35 10,403 839,00 8.666,15 55.781,50 

PA de 

Fronteira 

(R$) 

TOTAL 

(R$) 

ANEXO 2



CTEEP 

FURNAS 

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$) 


FRONTEIRA 

RC-GI 99,290 SPSAP SANTO ANTÔNIO DA POSSE---138 9,235 4.209,00 38.594,14 10,270 839,00 8.555,35 47.149,49 

RC-GI 99,290 SPTAM TAMBAÚ---138 13,075 4.209,00 54.641,94 19,673 839,00 16.388,46 71.030,40 

RC-GI 99,290 SPTAT1 TATUÍ 1---88 22,109 4.209,00 92.396,08 24,160 839,00 20.126,32 112.522,40 

RC-GI 99,290 SPTAT2 TATUÍ 2---138 35,471 4.209,00 148.237,43 33,712 839,00 28.083,55 176.320,98 

RC-GI 99,290 SPTIE TIETÊ---138 20,736 4.209,00 86.658,15 23,117 839,00 19.257,46 105.915,61 

RC-GI 99,290 SPTIG TIGRE---138 9,800 4.209,00 40.955,34 10,000 839,00 8.330,43 49.285,77 

RC-GI 99,290 MSTLA TRÊS LAGOAS---138 40,426 4.209,00 168.944,95 35,651 839,00 29.698,82 198.643,77 

RC-GI 99,290 SPUBN UBARANA---069 9,772 4.209,00 40.838,32 22,399 839,00 18.659,33 59.497,65 

RC-GI 99,290 SPUBA2 UBATUBA---138 81,889 4.209,00 342.223,64 67,500 839,00 56.230,41 398.454,05 

RC-GI 99,290 SPVGS VARGEM GRANDE DO SUL---138 17,794 4.209,00 74.363,19 19,382 839,00 16.146,04 90.509,23 

99,290 CELULOSE SUL---138 0,000 4.209,00 - 36,000 839,00 29.989,55 29.989,55 

RC-GI 99,290 SPVIC VICENTE DE CARVALHO 13,8 8,208 4.209,00 34.302,18 7,210 839,00 6.006,24 40.308,42 

RC-GI 99,290 SPVOT1 VOTUPORANGA 1---138 45,239 4.209,00 189.059,03 53,878 839,00 44.882,70 233.941,73 

RC-GI 99,290 SPVOT2 VOTUPORANGA 2---138 28,886 4.209,00 120.717,95 29,644 839,00 24.694,73 145.412,68 

99,290 PIONEIROS---138 1,500 4.209,00 6.268,67 1,500 839,00 1.249,56 7.518,23 

99,290 FERRO LIGAS---138 0,100 4.209,00 417,91 0,500 839,00 416,52 834,43 

RC-GI 99,290 CRESCIUMAL---138 2,500 4.209,00 10.447,79 2,500 839,00 2.082,61 12.530,40 


PA de 

Fronteira 

(R$) 

3.181,301 12.236.183,79 3.232,734 2.437.849,44 14.674.033,23 5.997,13 14.680.030,36 

RC-GI 0,070 SPAGT AGUAÍ---138 19,594 4.209,00 57,73 16,775 839,00 9,85 67,58 

0,070 EMBRAMACO---138 7,750 4.209,00 22,83 7,750 839,00 4,55 27,38 

RC-GI 0,070 SPAJB AJINOMOTO BIOLATINA(ORIENTO)---138 10,600 4.209,00 31,23 13,100 839,00 7,69 38,92 

RC-GI 0,070 SPAJI AJINOMOTO INTERAMERICANA--138 16,750 4.209,00 49,35 18,500 839,00 10,87 60,22 

RC-GI 0,070 SPAPG ALPARGATAS---138 3,700 4.209,00 10,90 3,700 839,00 2,17 13,07 

RC-GI 0,070 SPANR ANDRADINA--138 33,500 4.209,00 98,70 34,165 839,00 20,07 118,77 

RC-GI 0,070 SPARR1 ARARAS 1---138 37,090 4.209,00 109,28 36,125 839,00 21,22 130,50 


RC-GI 0,070 SPARN ARTUR NOGUEIRA---138 30,336 4.209,00 89,38 27,592 839,00 16,20 105,58 

RC-GI 0,070 SPARU ARUJÁ---138 40,880 4.209,00 120,44 42,582 839,00 25,01 145,45 

RC-GI 0,070 SPATI1 ATIBAIA 1---138 80,410 4.209,00 236,91 72,640 839,00 42,66 279,57 

0,070 ATIBAIA 3---138 18,800 4.209,00 55,39 18,100 839,00 10,63 66,02 

0,070 AVANTI – CORTTEX - NELLITEX 5,990 4.209,00 17,65 6,390 839,00 3,75 21,40 

RC-GI 0,070 SPBER1 BERTIOGA 1---138 28,512 4.209,00 84,00 26,000 839,00 15,27 99,27 


TOTAL 

(R$) 

ANEXO 2



FURNAS 

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$) 


FRONTEIRA 

RC-GI 0,070 SPBER3 BERTIOGA 3--138 17,767 4.209,00 52,35 14,762 839,00 8,67 61,02 

RC-GI 0,070 SPBUR BURI---138 8,642 4.209,00 25,46 9,343 839,00 5,49 30,95 

RC-GI 0,070 SPCAD CARDOSO--138 19,114 4.209,00 56,32 16,000 839,00 9,40 65,72 

RC-GI 0,070 SPKAR KARIBÊ---088 6,200 4.209,00 18,27 7,900 839,00 4,64 22,91 

RC-GI 0,070 SPCST CASTILHO---138 7,094 4.209,00 20,90 8,078 839,00 4,74 25,64 

0,070 CEDASA---138 9,800 4.209,00 28,87 9,800 839,00 5,76 34,63 

RC-GI 0,070 SPCER CERQUILHO---088 34,560 4.209,00 101,82 31,599 839,00 18,56 120,38 

RC-GI 0,070 SPCSL CESÁRIO LANGE---138 12,579 4.209,00 37,06 12,818 839,00 7,53 44,59 

RC-GI 0,070 SPCHP INTERNACIONAL---138 35,000 4.209,00 103,12 35,000 839,00 20,56 123,68 

RC-GI 0,070 SPCOC CONCHAL---138 17,971 4.209,00 52,95 22,227 839,00 13,05 66,00 

RC-GI 0,070 SPCOM CONCHAS---088 13,824 4.209,00 40,73 12,500 839,00 7,34 48,07 

RC-GI 0,070 SPCRD CORDEIRÓPOLIS---138 35,059 4.209,00 103,29 42,160 839,00 24,76 128,05 

RC-GI 0,070 SPCPB ENERGYWORKS---138 12,960 4.209,00 38,18 10,000 839,00 5,87 44,05 

RC-GI 0,070 SPCRZ CRUZAÇO---138 4,000 4.209,00 11,79 18,000 839,00 10,57 22,36 

RC-GI 0,070 SPDEL DELTA INDUSTRIA---138 7,550 4.209,00 22,24 7,850 839,00 4,61 26,85 

0,070 SPCOA COCAL II---138 4,000 4.209,00 11,79 4,000 839,00 2,35 14,14 

RC-GI 0,070 SPDWQ DOW QUÍMICA---138 16,330 4.209,00 48,11 16,100 839,00 9,46 57,57 

RC-GI 0,070 SPDRA DRACENA--138 49,440 4.209,00 145,67 46,383 839,00 27,24 172,91 

0,070 MSELDR ELDORADO 5,000 4.209,00 14,73 5,000 839,00 2,94 17,67 

RC-GI 0,070 SPELF ELFUSA---138 3,300 4.209,00 9,72 42,000 839,00 24,67 34,39 

RC-GI 0,070 SPFER FERNANDÓPOLIS---138 34,316 4.209,00 101,11 34,303 839,00 20,15 121,26 

RC-GI 0,070 SPFLP FLORIDA PAULISTA---069 12,203 4.209,00 35,95 11,457 839,00 6,73 42,68 

RC-GI 0,070 SPFRM FRANCISCO MORATO---138 57,293 4.209,00 168,80 49,784 839,00 29,24 198,04 

RC-GI 0,070 SPFRR FRANCO DA ROCHA---138 59,012 4.209,00 173,87 52,140 839,00 30,62 204,49 

RC-GI 0,070 SPGUT GUARATUBA(PETRO GUAR)---138 1,200 4.209,00 3,54 1,200 839,00 0,70 4,24 

RC-GI 0,070 SPGRJ1 GUARUJÁ 1---138 55,200 4.209,00 162,64 46,485 839,00 27,30 189,94 



RC-GI 0,070 SPILS ILHA SOLTEIRA---138 13,867 4.209,00 40,86 13,408 839,00 7,87 48,73 

RC-GI 0,070 SPIRA IRACEMÁPOLIS--138 17,681 4.209,00 52,09 21,251 839,00 12,48 64,57 

RC-GI 0,070 SPITH1 ITANHANHEM 1---138 66,134 4.209,00 194,85 58,498 839,00 34,36 229,21 


RC-GI 0,070 SPITP ITAPETININGA 1---138 21,811 4.209,00 64,26 19,840 839,00 11,65 75,91 

PA de 

Fronteira 

(R$) 

TOTAL 

(R$) 

ANEXO 2



FURNAS 

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$) 


FRONTEIRA 

RC-GI 0,070 SPJLS JALES---138 56,084 4.209,00 165,24 49,194 839,00 28,89 194,13 

RC-GI 0,070 SPJAR JARINÚ---138 27,518 4.209,00 81,08 28,193 839,00 16,56 97,64 

RC-GI 0,070 SPJUQ JUQUIÁ---138 10,572 4.209,00 31,15 9,623 839,00 5,65 36,80 

RC-GI 0,070 SPLAP LARANJAL PAULISTA---138 18,087 4.209,00 53,29 23,094 839,00 13,56 66,85 

RC-GI 0,070 SPLEM LEME---138 39,773 4.209,00 117,18 39,457 839,00 23,17 140,35 

RC-GI 0,070 SPLIM1 LIMEIRA 1---138 44,392 4.209,00 130,79 40,727 839,00 23,92 154,71 




RC-GI 0,070 SPLUK LUK---138 1,700 4.209,00 5,01 5,200 839,00 3,05 8,06 

RC-GI 0,070 SPMAH MAHLE---138 30,960 4.209,00 91,22 36,400 839,00 21,38 112,60 

RC-GI 0,070 SPMAI MAIRIPORÃ---138 105,571 4.209,00 311,04 98,093 839,00 57,61 368,65 

RC-GI 0,070 SPMLH MELHORAMENTOS---138 34,400 4.209,00 101,35 34,500 839,00 20,26 121,61 

RC-GI 0,070 SPMEV TRW A.NOGUEIRA (M.VARGAS) - 138 kV (A) 8,000 4.209,00 23,57 13,000 839,00 7,63 31,20 

RC-GI 0,070 SPMIR MIRANDÓPOLIS---138 15,546 4.209,00 45,80 13,604 839,00 7,99 53,79 

RC-GI 0,070 SOMOG1 MOGI GUAÇU 1---138 34,337 4.209,00 101,17 35,007 839,00 20,56 121,73 

RC-GI 0,070 SPMOG2 MOGI GUAÇU 2---138 22,712 4.209,00 66,92 24,256 839,00 14,25 81,17 

RC-GI 0,070 SPMOM1 MOGI MIRIM 1---138 43,594 4.209,00 128,44 44,010 839,00 25,85 154,29 


RC-GI 0,070 SPMON MONGAGUÁ---138 49,600 4.209,00 146,14 43,000 839,00 25,25 171,39 

RC-GI 0,070 SPNAV NOVA AVANHANDAVA---13,8 9,168 4.209,00 27,01 8,422 839,00 4,95 31,96 

RC-GI 0,070 SPPAO PALMEIRA DO OESTE---138 9,109 4.209,00 26,84 9,396 839,00 5,52 32,36 

RC-GI 0,070 SPPAR PARAIBUNA---088 11,098 4.209,00 32,70 10,731 839,00 6,30 39,00 

RC-GI 0,070 SPPEB PEREIRA BARRETO---138 14,822 4.209,00 43,67 14,578 839,00 8,56 52,23 

RC-GI 0,070 SPPER PERUÍBE--138 51,057 4.209,00 150,43 44,759 839,00 26,29 176,72 

RC-GI 0,070 SPPSU PETROBRÁS(PETRO PIR.)---138 1,300 4.209,00 3,83 2,100 839,00 1,23 5,06 

RC-GI 0,070 SPPSS1 PIRASSUNUNGA 1---138 34,656 4.209,00 102,11 28,045 839,00 16,47 118,58 


RC-GI 0,070 SPPIP PIRAPOZINHO---138 23,443 4.209,00 69,07 24,176 839,00 14,20 83,27 

RC-GI 0,070 SPPRL PIRELLI---138 7,900 4.209,00 23,28 9,000 839,00 5,29 28,57 

RC-GI 0,070 SPPOF PORTO FERREIRA--138 39,202 4.209,00 115,50 39,424 839,00 23,15 138,65 

RC-GI 0,070 SPPPR PORTO PRIMAVERA---138 12,888 4.209,00 37,97 11,885 839,00 6,98 44,95 

RC-GI 0,070 SPREG REGISTRO---138 94,810 4.209,00 279,34 96,137 839,00 56,46 335,80 

PA de 

Fronteira 

(R$) 

TOTAL 

(R$) 

ANEXO 2



FURNAS 

ATE V 

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$) 


FRONTEIRA 

RC-GI 0,070 SPRIC1 RIO CLARO 1---138 48,544 4.209,00 143,03 40,200 839,00 23,61 166,64 



RC-GI 0,070 SPRIS RIPASA(CONPACEL)---138 45,765 4.209,00 134,84 40,000 839,00 23,49 158,33 

RC-GI 0,070 SPROS ROSANA---138 3,024 4.209,00 8,91 2,892 839,00 1,70 10,61 

RC-GI 0,070 SPSJB2 S.JOÃO DA BOA VISTA 2---138 41,009 4.209,00 120,82 36,540 839,00 21,46 142,28 

RC-GI 0,070 SPSSE SÃO SEBASTIÃO---13,8 26,134 4.209,00 77,00 23,000 839,00 13,51 90,51 

RC-GI 0,070 SPSCP SANTA CRUZ DAS PALMEIRAS--138 10,685 4.209,00 31,48 9,543 839,00 5,60 37,08 

RC-GI 0,070 SPSIS SANTA ISABEL---088 33,293 4.209,00 98,09 29,394 839,00 17,26 115,35 

RC-GI 0,070 SPSRP SANTA RITA DO PASSA QUATRO---138 11,274 4.209,00 33,22 10,403 839,00 6,11 39,33 

RC-GI 0,070 SPSAP SANTO ANTÔNIO DA POSSE---138 9,235 4.209,00 27,21 10,270 839,00 6,03 33,24 

RC-GI 0,070 SPTAM TAMBAÚ---138 13,075 4.209,00 38,52 19,673 839,00 11,55 50,07 

RC-GI 0,070 SPTAT1 TATUÍ 1---88 22,109 4.209,00 65,14 24,160 839,00 14,19 79,33 


RC-GI 0,070 SPTIE TIETÊ---138 20,736 4.209,00 61,09 23,117 839,00 13,58 74,67 

RC-GI 0,070 SPTIG TIGRE---138 9,800 4.209,00 28,87 10,000 839,00 5,87 34,74 

RC-GI 0,070 MSTLA TRÊS LAGOAS---138 40,426 4.209,00 119,11 35,651 839,00 20,94 140,05 

RC-GI 0,070 SPUBN UBARANA---069 9,772 4.209,00 28,79 22,399 839,00 13,15 41,94 

RC-GI 0,070 SPUBA2 UBATUBA---138 81,889 4.209,00 241,27 67,500 839,00 39,64 280,91 

RC-GI 0,070 SPVGS VARGEM GRANDE DO SUL---138 17,794 4.209,00 52,43 19,382 839,00 11,38 63,81 

0,070 CELULOSE SUL---138 0,000 4.209,00 - 36,000 839,00 21,14 21,14 

RC-GI 0,070 SPVIC VICENTE DE CARVALHO 13,8 8,208 4.209,00 24,18 7,210 839,00 4,23 28,41 

RC-GI 0,070 SPVOT1 VOTUPORANGA 1---138 45,239 4.209,00 133,29 53,878 839,00 31,64 164,93 


0,070 PIONEIROS---138 1,500 4.209,00 4,42 1,500 839,00 0,88 5,30 

0,070 FERRO LIGAS---138 0,100 4.209,00 0,29 0,500 839,00 0,29 0,58 

RC-GI 0,070 CRESCIUMAL---138 2,500 4.209,00 7,37 2,500 839,00 1,47 8,84 


PA de 

Fronteira 

(R$) 

2.925,020 8.617,98 2.923,352 1.716,85 10.334,83 (107,94) 10.226,89 


0,480 EMBRAMACO---138 7,750 4.209,00 156,57 7,750 839,00 31,21 187,78 




TOTAL 

(R$) 

ANEXO 2



ATE V 

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$) 


FRONTEIRA 



RC-GI 0,480 SPARR2 ARARAS 2---138 46,770 4.209,00 944,90 40,486 839,00 163,05 1.107,95 



RC-GI 0,480 SPATI1 ATIBAIA 1---138 80,410 4.209,00 1.624,54 72,640 839,00 292,54 1.917,08 

0,480 ATIBAIA 3---138 18,800 4.209,00 379,82 18,100 839,00 72,89 452,71 









0,480 CEDASA---138 9,800 4.209,00 197,99 9,800 839,00 39,47 237,46 










0,480 SPCOA COCAL II---138 4,000 4.209,00 80,81 4,000 839,00 16,11 96,92 


RC-GI 0,480 SPDRA DRACENA--138 49,440 4.209,00 998,85 46,383 839,00 186,79 1.185,64 





RC-GI 0,480 SPFRM FRANCISCO MORATO---138 57,293 4.209,00 1.157,50 49,784 839,00 200,49 1.357,99 

PA de 

Fronteira 

(R$) 

TOTAL 

(R$) 

ANEXO 2



ATE V 

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$) 


FRONTEIRA 

RC-GI 0,480 SPFRR FRANCO DA ROCHA---138 59,012 4.209,00 1.192,23 52,140 839,00 209,98 1.402,21 


RC-GI 0,480 SPGRJ1 GUARUJÁ 1---138 55,200 4.209,00 1.115,22 46,485 839,00 187,20 1.302,42 





RC-GI 0,480 SPITH1 ITANHANHEM 1---138 66,134 4.209,00 1.336,12 58,498 839,00 235,58 1.571,70 



RC-GI 0,480 SPJLS JALES---138 56,084 4.209,00 1.133,08 49,194 839,00 198,11 1.331,19 





RC-GI 0,480 SPLIM1 LIMEIRA 1---138 44,392 4.209,00 896,86 40,727 839,00 164,02 1.060,88 


RC-GI 0,480 SPLIM3 LIMEIRA 3---138 49,548 4.209,00 1.001,03 43,685 839,00 175,93 1.176,96 

RC-GI 0,480 SPLIM4 LIMEIRA 4---138 57,005 4.209,00 1.151,68 71,950 839,00 289,76 1.441,44 

RC-GI 0,480 SPLUK LUK---138 1,700 4.209,00 34,35 5,200 839,00 20,94 55,29 


RC-GI 0,480 SPMAI MAIRIPORÃ---138 105,571 4.209,00 2.132,87 98,093 839,00 395,04 2.527,91 






RC-GI 0,480 SPMOM1 MOGI MIRIM 1---138 43,594 4.209,00 880,74 44,010 839,00 177,24 1.057,98 


RC-GI 0,480 SPMON MONGAGUÁ---138 49,600 4.209,00 1.002,08 43,000 839,00 173,17 1.175,25 




PA de 

Fronteira 

(R$) 

TOTAL 

(R$) 

ANEXO 2



ATE V 

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$) 


FRONTEIRA 


RC-GI 0,480 SPPER PERUÍBE--138 51,057 4.209,00 1.031,51 44,759 839,00 180,25 1.211,76 








RC-GI 0,480 SPREG REGISTRO---138 94,810 4.209,00 1.915,47 96,137 839,00 387,16 2.302,63 

RC-GI 0,480 SPRIC1 RIO CLARO 1---138 48,544 4.209,00 980,74 40,200 839,00 161,89 1.142,63 

RC-GI 0,480 SPRIC2 RIO CLARO 2---138 80,132 4.209,00 1.618,92 77,546 839,00 312,29 1.931,21 

RC-GI 0,480 SPRIC3 RIO CLARO 3---138 44,463 4.209,00 898,29 44,089 839,00 177,56 1.075,85 

RC-GI 0,480 SPRIS RIPASA(CONPACEL)---138 45,765 4.209,00 924,60 40,000 839,00 161,09 1.085,69 















RC-GI 0,480 SPUBA2 UBATUBA---138 81,889 4.209,00 1.654,42 67,500 839,00 271,84 1.926,26 


0,480 CELULOSE SUL---138 0,000 4.209,00 - 36,000 839,00 144,98 144,98 


RC-GI 0,480 SPVOT1 VOTUPORANGA 1---138 45,239 4.209,00 913,97 53,878 839,00 216,98 1.130,95 

PA de 

Fronteira 

(R$) 

TOTAL 

(R$) 

ANEXO 2



ATE V 

IE PINHEIROS 

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$) 


FRONTEIRA 


0,480 PIONEIROS---138 1,500 4.209,00 30,30 1,500 839,00 6,04 36,34 

0,480 FERRO LIGAS---138 0,100 4.209,00 2,02 0,500 839,00 2,01 4,03 


SUB-TOTAL ATE V 

PA de 

Fronteira 

(R$) 

2.925,020 59.094,74 2.923,352 11.772,95 70.867,69 - 70.867,69 


0,160 EMBRAMACO---138 7,750 4.209,00 52,19 7,750 839,00 10,40 62,59 









RC-GI 0,160 SPATI1 ATIBAIA 1---138 80,410 4.209,00 541,51 72,640 839,00 97,51 639,02 

0,160 ATIBAIA 3---138 18,800 4.209,00 126,61 18,100 839,00 24,30 150,91 









0,160 CEDASA---138 9,800 4.209,00 66,00 9,800 839,00 13,16 79,16 








TOTAL 

(R$) 

ANEXO 2



IE PINHEIROS 

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$) 


FRONTEIRA 



0,160 SPCOA COCAL II---138 4,000 4.209,00 26,94 4,000 839,00 5,37 32,31 


RC-GI 0,160 SPDRA DRACENA--138 49,440 4.209,00 332,95 46,383 839,00 62,26 395,21 





RC-GI 0,160 SPFRM FRANCISCO MORATO---138 57,293 4.209,00 385,83 49,784 839,00 66,83 452,66 

RC-GI 0,160 SPFRR FRANCO DA ROCHA---138 59,012 4.209,00 397,41 52,140 839,00 69,99 467,40 










RC-GI 0,160 SPJLS JALES---138 56,084 4.209,00 377,69 49,194 839,00 66,04 443,73 









RC-GI 0,160 SPLUK LUK---138 1,700 4.209,00 11,45 5,200 839,00 6,98 18,43 


RC-GI 0,160 SPMAI MAIRIPORÃ---138 105,571 4.209,00 710,96 98,093 839,00 131,68 842,64 


PA de 

Fronteira 

(R$) 

TOTAL 

(R$) 

ANEXO 2



IE PINHEIROS 

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$) 


FRONTEIRA 







RC-GI 0,160 SPMON MONGAGUÁ---138 49,600 4.209,00 334,03 43,000 839,00 57,72 391,75 





RC-GI 0,160 SPPER PERUÍBE--138 51,057 4.209,00 343,84 44,759 839,00 60,08 403,92 








RC-GI 0,160 SPREG REGISTRO---138 94,810 4.209,00 638,49 96,137 839,00 129,05 767,54 




RC-GI 0,160 SPRIS RIPASA(CONPACEL)---138 45,765 4.209,00 308,20 40,000 839,00 53,70 361,90 










PA de 

Fronteira 

(R$) 

TOTAL 

(R$) 

ANEXO 2



IE PINHEIROS 

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$) 


FRONTEIRA 






RC-GI 0,160 SPUBA2 UBATUBA---138 81,889 4.209,00 551,47 67,500 839,00 90,61 642,08 


0,160 CELULOSE SUL---138 0,000 4.209,00 - 36,000 839,00 48,33 48,33 




0,160 PIONEIROS---138 1,500 4.209,00 10,10 1,500 839,00 2,01 12,11 

0,160 FERRO LIGAS---138 0,100 4.209,00 0,67 0,500 839,00 0,67 1,34 


SUB-TOTAL IE PINHEIROS 

PA de 

Fronteira 

(R$) 

2.925,020 19.698,20 2.923,352 3.924,28 23.622,48 - 23.622,48 

TOTAL 

(R$) 

TOTAL GERAL 

3.181,301 12.323.594,71 3.232,734 2.455.263,52 14.778.858,23 5.889,19 14.784.747,42 

ANEXO 2


Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede de Fronteira a ser pago a CTEEP referente ao Termo Aditivo nº 27 ao CUST nº 119/2002 

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$) 


Ponta 

(R$) 

dez/11 

99,29 RIO CLARO 1---138 53,580 4.209,00 223.917,04 223.917,04 - 60,210 839,00 50.157,53 50.157,53 - 

99,29 CEDASA---138 7,500 4.209,00 31.343,37 - 31.343,37 10,500 839,00 8.746,95 - 8.746,95 

99,29 RIO CLARO 1---138 48,544 4.209,00 202.871,01 243.826,35 (40.955,34) 40,200 839,00 33.488,33 41.652,16 (8.163,83) 

jan/12 99,29 CEDASA---138 9,800 4.209,00 40.955,34 - 40.955,34 9,800 839,00 8.163,82 - 8.163,82 

99,29 ATIBAIA 3---138 18,800 4.209,00 78.567,38 - 78.567,38 18,100 839,00 15.078,08 - 15.078,08 

99,29 RIO CLARO 1---138 48,544 4.209,00 202.871,01 243.826,35 (40.955,34) 40,200 839,00 33.488,33 41.652,16 (8.163,83) 

fev/12 99,29 CEDASA---138 9,800 4.209,00 40.955,34 - 40.955,34 9,800 839,00 8.163,82 - 8.163,82 

99,29 ATIBAIA 3---138 18,800 4.209,00 78.567,38 - 78.567,38 18,100 839,00 15.078,08 - 15.078,08 


188.478,14 38.903,09 

ENCARGOS DE USO DA REDE DE FRONTEIRA A SEREM PAGO A CTEEP EM MARÇO/12 

14.907.411,58 

ANEXO 2


Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede de Fronteira a ser pago a FURNAS referente ao Termo Aditivo nº 27 ao CUST nº 119/2002 

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$) 


Ponta 

(R$) 

dez/11 

0,07 RIO CLARO 1---138 53,580 4.209,00 157,86 157,86 - 60,210 839,00 35,36 35,36 - 

0,07 CEDASA---138 7,500 4.209,00 22,10 - 22,10 10,500 839,00 6,17 - 6,17 

0,07 RIO CLARO 1---138 48,544 4.209,00 143,03 171,90 (28,87) 40,200 839,00 23,61 29,37 (5,76) 

jan/12 0,07 CEDASA---138 9,800 4.209,00 28,87 - 28,87 9,800 839,00 5,76 - 5,76 

0,07 ATIBAIA 3---138 18,800 4.209,00 55,39 - 55,39 18,100 839,00 10,63 - 10,63 

0,07 RIO CLARO 1---138 48,544 4.209,00 143,03 171,90 (28,87) 40,200 839,00 23,61 29,37 (5,76) 

fev/12 0,07 CEDASA---138 9,800 4.209,00 28,87 - 28,87 9,800 839,00 5,76 - 5,76 

0,07 ATIBAIA 3---138 18,800 4.209,00 55,39 - 55,39 18,100 839,00 10,63 - 10,63 


132,88 27,43 

ENCARGOS DE USO DA REDE DE FRONTEIRA A SEREM PAGO A FURNAS EM MARÇO/12 

10.387,20 

ANEXO 2


Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede de Fronteira a ser pago a ATE V referente ao Termo Aditivo nº 27 ao CUST nº 119/2002 

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$) 


Ponta 

(R$) 

dez/11 

0,48 RIO CLARO 1---138 53,580 4.209,00 1.082,49 1.082,49 - 60,210 839,00 242,48 242,48 - 

0,48 CEDASA---138 7,500 4.209,00 151,52 - 151,52 10,500 839,00 42,29 - 42,29 

0,48 RIO CLARO 1---138 48,544 4.209,00 980,74 1.178,74 (198,00) 40,200 839,00 161,89 201,36 (39,47) 

jan/12 0,48 CEDASA---138 9,800 4.209,00 197,99 - 197,99 9,800 839,00 39,47 - 39,47 

0,48 ATIBAIA 3---138 18,800 4.209,00 379,82 - 379,82 18,100 839,00 72,89 - 72,89 

0,48 RIO CLARO 1---138 48,544 4.209,00 980,74 1.178,74 (198,00) 40,200 839,00 161,89 201,36 (39,47) 

fev/12 0,48 CEDASA---138 9,800 4.209,00 197,99 - 197,99 9,800 839,00 39,47 - 39,47 

0,48 ATIBAIA 3---138 18,800 4.209,00 379,82 - 379,82 18,100 839,00 72,89 - 72,89 


911,14 188,07 

ENCARGOS DE USO DA REDE DE FRONTEIRA A SEREM PAGO A ATE V EM MARÇO/12 

71.966,90 

ANEXO 2


Cálculo do retroativo de encargos de uso da Rede de Fronteira a ser pago a IE PINHEIROS referente ao Termo Aditivo nº 27 ao CUST nº 119/2002 

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$) 


Ponta 

(R$) 

dez/11 

0,16 RIO CLARO 1---138 53,580 4.209,00 360,83 360,83 - 60,210 839,00 80,83 80,83 - 

0,16 CEDASA---138 7,500 4.209,00 50,51 - 50,51 10,500 839,00 14,10 - 14,10 

0,16 RIO CLARO 1---138 48,544 4.209,00 326,91 392,91 (66,00) 40,200 839,00 53,96 67,12 (13,16) 

jan/12 0,16 CEDASA---138 9,800 4.209,00 66,00 - 66,00 9,800 839,00 13,16 - 13,16 

0,16 ATIBAIA 3---138 18,800 4.209,00 126,61 - 126,61 18,100 839,00 24,30 - 24,30 

0,16 RIO CLARO 1---138 48,544 4.209,00 326,91 392,91 (66,00) 40,200 839,00 53,96 67,12 (13,16) 

fev/12 0,16 CEDASA---138 9,800 4.209,00 66,00 - 66,00 9,800 839,00 13,16 - 13,16 

0,16 ATIBAIA 3---138 18,800 4.209,00 126,61 - 126,61 18,100 839,00 24,30 - 24,30 


303,73 62,70 

ENCARGOS DE USO DA REDE DE FRONTEIRA A SEREM PAGO A IE PINHEIROS EM MARÇO/12 

23.988,91 


15.013.754,59 

ANEXO 2

5093 - PORTO DO PECÉM (CANT. DE OBRAS) 

Encargos de Uso da Transmissão - EUST referente ao mês de Março/12 

Mês 

MUST - 

Ponta 

(MW) 

TUST 

Ponta 

(R$/MW) 

TOTAL 

EUST- P 

(R$) 

ADEUST 

Ponta 

ULTRAP 

Ponta 

MUST - Fora 

Ponta 

(MW) 

TUST - Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

TOTAL 

EUST- FP 

(R$) 

ADEUST 

Fora 

Ponta 

ULTRAP 

Fora 

Ponta 

Total de EUST 

(R$) 

mar/12 0,00 3.405,00 0,00 23.948,72 71.846,17 0,00 638,00 0,00 4.840,76 14.522,28 115.157,94 

Total de Encargos a serem pagos referente ao mês de Março/12 

115.157,94 

Retroativo de Encargos de Uso da Transmissão referente ao mês de Fevereiro/12 (Medição de janeiro/12) 

Mês 

MUST - 

Ponta 

(MW) 

TUST - 

Ponta 

(R$/MW) 

TOTAL 

EUST- P 

(R$) 

TOTAL 

EUST- P 

Cobrado 

(R$) 

Totais de 

Adicionais 

Financeiros 

Pagos na 

Ponta 

(ADEUST + 

ULTRAP) 

Totais de 

Adicionais 

Financeiros 

Corrigidos na 

Ponta 

(ADEUST + 

ULTRAP) 

Diferença a 

ser 

compensada 

na Ponta 

MUST - 

Fora 

Ponta 

(MW) 

TUST - 

Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

TOTAL 

EUST- FP 

(R$) 

Totais de 

Adicionais 

Financeiros 

Pagos Fora 

Ponta 

(ADEUST + 

ULTRAP) 

Totais de 

Adicionais 

Financeiros 

Corrigidos 

Fora Ponta 

(ADEUST + 

ULTRAP) 

Diferença a 

ser 

compensada 

Fora Ponta 

Diferença 

Total a 

Pagar 

(R$) 

fev/12 0,00 3.405,00 0,00 0,00 24.632,58 98.530,34 73.897,76 0,00 638,00 0,00 4.673,27 18.693,09 14.019,82 87.917,58 

Total de Retroativo de Encargos de Uso da Transmissão referente a fevereiro/2012 

87.917,58 

Total de Encargos a serem pagos no mês de Março/12 

203.075,52 

ANEXO 2

5097 - UTE ELDORADO (CARGA) - Cálculo de Compensação devido a TUST Incentivada 

Cálculo da diferença de EUST cobrados a maior em Janeiro/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$) 

jan/12 

Ponta 3,000 4.059,00 49,865303% 2.034,97 6.104,90 12.177,00 (6.072,10) 

Fora Ponta 3,000 761,00 49,865303% 381,53 1.144,58 2.283,00 (1.138,42) 

Total a ser descontado no mês de Janeiro/12 

7.249,48 14.460,00 (7.210,52) 

* 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 Março/12 

PONTA 

FORA PONTA 

Mês 

MUST-P Mês 

Atual 

(MW) 

TUST Mês 

Atual (R$/MW) 

Encargo Total 


da Apuração 

(R$) 

MUST-P Mês 

Atual 

(MW) 

TUST Mês 

Atual (R$/MW) 

Encargo Total 


da Apuração 

(R$) 

mar/12 3,000 4.059,00 6.104,90 3,000 761,00 1.144,58 

TOTAL PONTA 

6.104,90 TOTAL FORA PONTA 

1.144,58 

ANEXO 2

ANEXO 3 

MEMÓRIA DE CÁLCULO – ENCARGOS DOS AGENTES DE GERAÇÃO E 

IMPORTAÇÃO 

_________________________________________________________________________________________________________________ 


Cálculo dos EUST referente ao mês de Março/12 

3158 -SUEZ(CONS. ESTREITO) 

MÊS 

CÓD. 


USUÁRIOS 

Ponto de Conexão 

MUST 

Consórcio 

(MW) 

Particip. 

Consórcio 

MUST 

Contratado 

(MW) 

*Tarifa Rede 

Básica 

(R$/MW) 


de Uso do Sist. de 

Transmissão 

(R$) 

mar/12 3158 CEE SE IMPERATRIZ - 500 kV 804,800 40,07% 322,483 6.292,000 2.029.063,04 

Total 

2.029.063,04 

Total a ser Pago em Dezembro/11 

2.029.063,04 

* Tarifa conforme REH ANEEL nº 1.773 de 28/06/2011. 

** Conforme CUST 015-2010 . 

ANEXO 3

3159 - CAMARGO CORRÊA ENERGIA (CONS. ESTREITO) 


MÊS 

CÓD. 


USUÁRIOS 


MUST 

Consórcio 

(MW) 

Particip. 

Consórcio 

MUST 

Contratado 

(MW) 

*Tarifa Rede 

Básica 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

out/11 3159 INTERCEMENT SE IMPERATRIZ - 500 kV 804,800 4,44% 35,733 6.292,000 224.832,04 

Total 

224.832,04 


224.832,04 



*** Intercement (C. Corrêa Energia) 

ANEXO 3


3160 - ESTREITO(CONS. ESTREITO) 

MÊS 

CÓD. 


USUÁRIOS 


MUST 

Consórcio 

(MW) 

Particip. 

Consórcio 

MUST 

Contratado 

(MW) 

*Tarifa Rede 

Básica 

(R$/MW) 



Transmissão 

(R$) 

mar/12 3160 ESTREITO SE IMPERATRIZ - 500 kV 804,800 25,49% 205,140 6.292,000 1.290.740,88 

Total 

1.290.740,88 


1.290.740,88 



ANEXO 3

3161 - VALE(CONS. ESTREITO) 

Cálculo dos EUST referentes ao mês de Março/12 

MÊS 

CÓD. 


USUÁRIOS 


MUST 

Consórcio 

(MW) 

Particip. 

Consórcio 

MUST 

Contratado 

(MW) 

*Tarifa Rede 

Básica 

(R$/MW) 


de Uso do Sist. 

de Transmissão 

(R$) 

mar/12 3161 VALE SE IMPERATRIZ - 500 kV 804,800 30,00% 241,440 6.292,000 1.519.140,48 

Total 

1.519.140,48 


1.519.140,48 



ANEXO 3

ANEXO 4 

DEMONSTRATIVO DE CÁLCULO DE RECEITAS DE NOVAS INSTALAÇÕES 

LICITADAS E ENCARGOS DOS NOVOS USUÁRIOS 

_________________________________________________________________________________________________________________ 


1096 - CATXERÊ - RBL 

Cálculo da RBL a ser paga em março referente ao período 05/03 a 08/03*, em função dos novos TLP emitidos 


Termo de 

Liberação 


1 052/P/3/2012 

2 052/P/3/2012 

3 052/P/3/2012 

4 052/P/3/2012 

5 052/P/3/2012 

Instalação 

Construção do 2º circuito, em 500 kV, 

da LT Ribeirãozinho - Rio Verde Norte, 

com extensão de 242 km. 

Instalar na SE Ribeirãozinho, uma 

entrada de linha, em 500 kV, para o 2º 

circuito da LT 500 kV Ribeirãozinho - 

Rio Verde Norte. 

Instalar na SE Rio Verde Norte, uma 

entrada de linha, em 500 kV, para o 2º 

circuito da LT 500 kV Ribeirãozinho - 

Rio Verde Norte. 

Instalar, na SE Ribeirãozinho, um 

banco de reatores monofásicos de 

linha RT5 500 kV - 3x33,33 Mvar para 

o circuito 2 da LT Ribeirãozinho - Rio 

Verde Norte. 


módulo de conexão fixo, em 500 kV, 

para o banco de reatores de linha RT5 

500 kV - 3x33,33 Mvar. 

Tipo 

CCO 

Entrada 


Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 

Receita Anual - 

REH 1.171/11 

Receita 

Mensal - REH 

1.171/11 

Pro rata dia 

referente ao 

mês de 

entrada 

Desconto de 

do TLP - 

Pendência 

Não 

Impeditiva 

Total de RBL a 

ser paga em 

Março/12 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 12.925.374,77 1.077.114,56 138.982,52 (13.898,25) 125.084,27 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 522.992,82 43.582,74 5.623,58 (562,36) 5.061,22 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 522.992,82 43.582,74 5.623,58 (562,36) 5.061,22 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 568.229,07 47.352,42 6.109,99 (611,00) 5.498,99 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 337.972,07 28.164,34 3.634,11 (363,41) 3.270,70 

ANEXO 4.1




Termo de 

Liberação 


6 052/P/3/2012 

Instalação 

Instalar, na SE Rio Verde Norte, um 


linha RT5 500 kV -3x33,33 Mvar para 

ocircuito 2da LT Ribeirãozinho -Rio 

Verde Norte. 

Tipo 

CCO 

Entrada 


Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1.171/11 

Receita 

Mensal - REH 

1.171/11 

Pro rata dia 

referente ao 

mês de 

entrada 

Desconto de 

do TLP - 

Pendência 

Não 

Impeditiva 



Março/12 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 568.229,07 47.352,42 6.109,99 (611,00) 5.498,99 

7 052/P/3/2012 

8 053/P/3/2012 

8 053/P/3/2012 

9 053/P/3/2012 



para obanco de reatores de linha RT5 

500 kV - 3x33,33 Mvar. 

Construção do 2º circuito, em 500 kV, 

da LT Cuiabá - Ribeirãozinho, com 

extensão de 364 km. 

Instalar na SE Cuiabá, uma entrada de 

linha, em 500 kV, para o2º circuito da 

LT 500 Kv Cuiabá - Ribeirãozinho. 

Instalar na SE Ribeirãozinho, uma 

entrada de linha, em 500 kV, para o2º 

circuito da LT 500 kV Cuiabá - 


RB 011/2009 5/3/2012 90% 337.972,07 28.164,34 3.634,11 (363,41) 3.270,70 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 19.227.830,75 1.602.319,23 206.750,87 (20.675,09) 186.075,78 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 522.992,82 43.582,74 5.623,58 (562,36) 5.061,22 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 522.992,82 43.582,74 5.623,58 (562,36) 5.061,22 

ANEXO 4.1




Termo de 

Liberação 


10 053/P/3/2012 

Instalação 

Instalar, na SE Cuiabá, um banco de 

reatores monofásicos de linha RT3 500 

kV -3x53,33 Mvar, fixo, para ocircuito 2 

da LT 500 kV Cuiabaá - Ribeirãozinho. 

Tipo 

CCO 

Entrada 


Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1.171/11 

Receita 

Mensal - REH 

1.171/11 

Pro rata dia 

referente ao 

mês de 

entrada 

Desconto de 

do TLP - 

Pendência 

Não 

Impeditiva 



Março/12 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 785.388,23 65.449,02 8.445,03 (844,50) 7.600,53 

11 053/P/3/2012 

12 053/P/3/2012 

13 053/P/3/2012 

14 054/P/3/2012 


conexão manobrável, em 500 kV, para 

obanco de reatores de barra RT4 500 

kV -3x45,33 Mvar, arranjo disjuntor e 

meio. 

Instalar, na SE Ribeiraozinho, um 


linha RT4 500 kV -3x53,33 Mvar para 

o circuito 2 da LT Cuiabá - 




para obanco de reatores de linha RT4 

500 kV - 3x53,33 Mvar. 


interligação de barramentos IB3, em 

500 kV, arranjo disjuntor e meio. 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 337.972,07 28.164,34 3.634,11 (363,41) 3.270,70 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 785.388,23 65.449,02 8.445,03 (844,50) 7.600,53 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 337.972,07 28.164,34 3.634,11 (363,41) 3.270,70 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 190.120,40 15.843,37 2.044,31 (204,43) 1.839,88 

ANEXO 4.1




Termo de 

Liberação 


15 055/P/3/2012 

Instalação 

Instalar, na SE Ribeirãozinho, uma 

interligação de barramentos IB3, em 

500 kV, arranjo disjuntor e meio. 

Tipo 

CCO 

Entrada 


Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1.171/11 

Receita 

Mensal - REH 

1.171/11 

Pro rata dia 

referente ao 

mês de 

entrada 

Desconto de 

do TLP - 

Pendência 

Não 

Impeditiva 



Março/12 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 190.120,40 15.843,37 2.044,31 (204,43) 1.839,88 

16 056/P/3/2012 

Instalar na SE Cuiabá uma interligação 

de barramentos IB3, em 500 kV, 


RB 011/2009 5/3/2012 90% 190.120,40 15.843,37 2.044,31 (204,43) 1.839,88 

17** 057/P/3/2012 



barra 500 kV - 3x45,33 Mvar RT6, 

manobrável, arranjo disjuntor e meio. 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 643.442,47 53.620,21 41.512,42 (4.151,24) 37.361,18 

18** 057/P/3/2012 


módulo de conexão manobrável, em 

500 kV, para obanco de reatores de 

barra RT6 500 kV - 3x45,33 Mvar, 


RB 011/2009 5/3/2012 90% 438.153,39 36.512,78 28.267,96 (2.826,80) 25.441,16 

19 058/P/3/2012 

Instalar, na SE Cuiabá, um banco de 




RB 011/2009 5/3/2012 90% 643.442,47 53.620,21 6.918,74 (691,87) 6.226,87 

ANEXO 4.1




Termo de 

Liberação 


20 058/P/3/2012 

21 059/P/3/2012 

22 060/P/3/2012 

23 061/P/3/2012 

24 062/P/3/2012 

Instalação 


conexão manobrável, em 500 kV, para 

obanco de reatores de barra RT4 500 

kV -3x45,33 Mvar, arranjo disjuntor e 

meio. 


reator monofásico reserva RTR2 500 

kV - 53,33 Mvar. 


monofásico reserva RTR5 500 kV - 

33,33 Mvar. 



53,33 Mvar. 

Instalar, na SE Cuiabá, um reator 


53,33 Mvar. 

TOTAL 

Tipo 

CCO 

Entrada 


Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1.171/11 

Receita 

Mensal - REH 

1.171/11 

Pro rata dia 

referente ao 

mês de 

entrada 

Desconto de 

do TLP - 

Pendência 

Não 

Impeditiva 



Março/12 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 438.153,39 36.512,78 4.711,33 (471,13) 4.240,20 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 189.409,18 15.784,10 2.036,66 (203,67) 1.832,99 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 189.409,18 15.784,10 2.036,66 (203,67) 1.832,99 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 261.796,08 21.816,34 2.815,01 (281,50) 2.533,51 

RB 011/2009 5/3/2012 90% 261.796,08 21.816,34 2.815,01 (281,50) 2.533,51 

41.940.263,12 3.495.021,93 509.120,91 (50.912,09) 458.208,82 

* Período de vigência dos TLP. Período transcorrido entre a emissão do TLP e do TLD. 

** A Função de Transmissão do RT6 permanece com o 90% de recebimento da receita, em virtude da indisponibilidade dos equipamentos causada por um vazamento de óleo durante o processo de emissão do TLD, o qual foi 

emitido apenas com a data de 29/03/2012 (TLD 031/D/3/2012). 

ANEXO 4.1


Cálculo da RBL a ser paga em março 2012 em função dos novos TLD emitidos 


Termo de 

Liberação 




Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1.171/11 

Receita Mensal - 

REH 1.171/11 

Pro rata dia 

referente ao mês 

de entrada 

1 003/D/3/2012 

2 003/D/3/2012 

3 003/D/3/2012 

4 003/D/3/2012 

5 003/D/3/2012 

6 003/D/3/2012 


Ribeirãozinho - Rio Verde Norte, com extensão 

de 242 km. 




Instalar na SE Rio Verde Norte, uma entrada de 

linha, em 500 kV, para o 2º circuito da LT 500 kV 













RB 011/2009 9/3/2012 100% 12.925.374,77 1.077.114,56 799.149,52 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 522.992,82 43.582,74 32.335,58 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 522.992,82 43.582,74 32.335,58 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 568.229,07 47.352,42 35.132,44 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 337.972,07 28.164,34 20.896,12 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 568.229,07 47.352,42 35.132,44 

ANEXO 4.2




Termo de 

Liberação 




Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1.171/11 


REH 1.171/11 

Pro rata dia 


de entrada 

7 003/D/3/2012 

8 004/D/3/2012 

8 004/D/3/2012 

9 004/D/3/2012 

10 004/D/3/2012 

11 004/D/3/2012 

Instalar, na SE Rio Verde Norte, um módulo de 




Cuiabá - Ribeirãozinho, com extensão de 364 

km. 

Instalar na SE Cuiabá, uma entrada de linha, 

em 500 kV, para o 2º circuito da LT 500 kV 








Cuiabaá - Ribeirãozinho. 

Instalar, na SE Cuiabá, um módulo de conexão 

manobrável, em 500 kV, para o banco de 

reatores de barra RT4 500 kV - 3x45,33 Mvar, 


RB 011/2009 9/3/2012 100% 337.972,07 28.164,34 20.896,12 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 19.227.830,75 1.602.319,23 1.188.817,49 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 522.992,82 43.582,74 32.335,58 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 522.992,82 43.582,74 32.335,58 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 785.388,23 65.449,02 48.558,95 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 337.972,07 28.164,34 20.896,12 

ANEXO 4.2




Termo de 

Liberação 




Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1.171/11 


REH 1.171/11 

Pro rata dia 


de entrada 

12 004/D/3/2012 

13 004/D/3/2012 

14 005/D/3/2012 

15 006/D/3/2012 

16 007/D/3/2012 

17 009/D/3/2012 

18 009/D/3/2012 



3x53,33 Mvar para o circuito 2 da LT Cuiabá - 








Instalar, na SE Ribeirãozinho, uma interligação 

de barramentos IB3, em 500 kV, arranjo disjuntor 

e meio. 


barramentos IB3, em 500 kV, arranjo disjuntor e 

meio. 


monofásicos de barra 500 kV - 3x45,33 Mvar 


Instalar, na SE Cuiabá, um módulo de conexão 

manobrável, em 500 kV, para o banco de 

reatores de barra RT4 500 kV - 3x45,33 Mvar, 


RB 011/2009 9/3/2012 100% 785.388,23 65.449,02 48.558,95 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 337.972,07 28.164,34 20.896,12 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 190.120,40 15.843,37 11.754,76 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 190.120,40 15.843,37 11.754,76 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 190.120,40 15.843,37 11.754,76 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 643.442,47 53.620,21 39.782,73 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 438.153,39 36.512,78 27.090,13 

ANEXO 4.2




Termo de 

Liberação 




Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1.171/11 


REH 1.171/11 

Pro rata dia 


de entrada 

19 010/D/3/2012 

20 011/D/3/2012 

21 012/D/3/2012 

22 013/D/3/2012 

23 031/D/3/2012 

24 031/D/3/2012 







Instalar, na SE Cuiabá, um reator monofásico 



reatores monofásicos de barra 500 kV -3x45,33 

Mvar RT6, manobrável, arranjo disjuntor e meio. 

Instalar, na SE Rio Verde Norte, um módulo de 

conexão manobrável, em 500 kV, para obanco 

de reatores de barra RT6 500 kV -3x45,33 Mvar, 


TOTAL 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 189.409,18 15.784,10 11.710,78 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 189.409,18 15.784,10 11.710,78 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 261.796,08 21.816,34 16.186,32 

RB 011/2009 9/3/2012 100% 261.796,08 21.816,34 16.186,32 

RB 011/2009 29/3/2012 100% 643.442,47 53.620,21 5.189,05 

RB 011/2009 29/3/2012 100% 438.153,39 36.512,78 3.533,50 

41.940.263,12 3.495.021,93 2.534.930,48 

ANEXO 4.2

5108 - TOYOTA - P 

Demonstrativo de cálculo dos Encargos de Uso da Transmissão conforme CUST nº 

008/2012 

Encargos de Uso da Transmissão referente ao mês de Março/12 

PONTA 

FORA DA PONTA 

Mês 

MUST-P 

Ponta 

(MW) 

TUST-P 

Ponta 

(R$/MW) 

TOTAL EUST 

Ponta 

(R$) 

MUST-P 

Fora de 

Ponta 

(MW) 

TUST-P Fora 

de Ponta 

(R$/MW) 

TOTAL EUST 

Fora de 

Ponta 

(R$) 

TOTAL EUST 

(R$) 

mar/12 22,500 6.026,00 135.585,00 22,500 119,00 2.677,50 138.262,50 

TOTAL DE ENCARGOS REFERENTE AO MÊS DE MARÇO/12 

138.262,50 

Retroativo dos Encargos referente ao mês de fevereiro/12 

PONTA 

FORA DA PONTA 

Mês 

MUST-P 

Ponta 

(MW) 

TUST-P 

Ponta 

(R$/MW) 

TOTAL EUST 

Ponta 

(R$) 

MUST-P 

Fora Ponta 

(MW) 

TUST-P Fora 

Ponta 

(R$/MW) 

TOTAL EUST 

Fora de 

Ponta 

(R$) 

TOTAL EUST 

(R$) 

fev/12 22,500 6.026,00 135.585,00 22,500 119,00 2.677,50 138.262,50 

TOTAL PONTA 135.585,00 TOTAL FORA PONTA 2.677,50 

TOTAL DE ENCARGOS RETROATIVOS A SEREM COBRADOS NO MÊS DE MARÇO/12 

138.262,50 

TOTAL DE EUST A SER COBRADO NO MÊS DE MARÇO/12 

276.525,00 

* Tarifa publicada conforme Despacho SRT/ANEEL nº 817, de 12/03/2012. 

ANEXO 4.3

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 

Março-12 

(R$) 

Participação 

com ONS 

(%) 


sem ONS 

(%) 

1001 CEEE - Companhia Estadual de Energia Elétrica 219.745.421,25 18.312.118,44 2,415 2,535 

1002 CELG - Centrais Elétricas de Goiás 22.522.182,16 1.876.848,51 0,248 0,260 

1004 CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais 309.964.421,88 25.830.368,49 3,407 3,576 

1005 CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais - Empr. ITAJUBÁ 15.969.780,99 1.330.815,08 0,176 0,184 

1006 CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 865.882.416,87 72.156.868,07 9,516 9,991 

1007 AFLUENTE Geração e Transmissão de Energia Elétrica S.A. 8.574.284,23 714.523,69 0,094 0,099 

1008 COPEL Transmissão S.A 60.876.471,72 5.073.039,31 0,669 0,702 

1009 CTEEP - Companhia de Transm. de Energ. Elét.Paulista 1.007.705.569,48 83.975.464,12 11,075 11,627 

1010 EATE - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia 300.913.575,04 25.076.131,24 3,307 3,472 

1011 ECTE - Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. 67.724.392,55 5.643.699,37 0,744 0,781 

1012 ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. 619.422.274,22 51.618.522,85 6,808 7,147 

1013 ELETROSUL - Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A. 403.090.127,29 33.590.843,94 4,430 4,651 

1014 EVRECY (CESA) - Evrecy Participações LTDA - 0,000 0,000 

1015 ETEO - Empresa de Transmissão do Oeste LTDA 125.354.084,43 10.446.173,69 1,378 1,446 

1016 ETEP - Empresa Paraensa de Transmissão de Energia 69.869.393,15 5.822.449,43 0,768 0,806 

1017 Expansion Transmissora de Energia Elétrica LTDA 136.680.702,82 11.390.058,57 1,502 1,577 

1018 FURNAS - Centrais Elétricas S.A. 867.032.397,58 72.252.699,80 9,529 10,004 

1019 FURNAS - Centrais Elétricas S.A.- Empr. Ibiúna-Bateias 198.923.116,23 16.576.926,35 2,186 2,295 

1020 LIGHT Energia S/A 1.737.372,83 144.781,07 0,019 0,020 

1021 NOVATRANS Energia S.A 370.483.558,89 30.873.629,91 4,072 4,275 

1022 TSN - Transmissora Sudeste Nordeste 336.970.502,02 28.080.875,17 3,703 3,888 

1023 (TSN)GTESA - Transmissora Sudeste Nordeste 6.339.894,46 528.324,54 0,070 0,073 

1024 COPEL Transmissão S.A - Empr. Bateias-Jaguariaíva 13.844.378,25 1.153.698,19 0,152 0,160 

1025 NTE - Nordeste Transmissora de Energia S.A. 109.123.678,55 9.093.639,88 1,199 1,259 

1026 STE - Sul Transmissora de Energia S.A 56.793.786,26 4.732.815,51 0,624 0,655 

1027 ETIM - Expansion Transmissão Itumbiara Marimbondo S.A. 57.784.375,56 4.815.364,63 0,635 0,667 

ANEXO 5 

Tabela 5.1




Rede Básica* 

(RBSE/RBL) 

(R$/ano) 


Março-12 

(R$) 



(%) 



(%) 

1028 ERTE - Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. 28.359.018,08 2.363.251,51 0,312 0,327 

1029 (TSN)PATESA - Transmissora Sudeste Nordeste 15.226.458,12 1.268.871,51 0,167 0,176 

1030 CTEEP - Companhia de Transm. de Energ. Elét.Paulista - Empr. Botucatu-Chavantes 15.924.935,62 1.327.077,97 0,175 0,184 

1031 CPTE - Cachoeira Paulista Transmissora de Energia S.A. 61.284.457,73 5.107.038,14 0,674 0,707 

1032 ENTE - Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A 160.475.465,82 13.372.955,49 1,764 1,852 

1033 CEEE - Companhia Estadual de Energia Elétrica - Empr. Presidente Médici Pelotas 3 17.636.848,04 1.469.737,34 0,194 0,203 

1034 ETAU - Empresa de Transmissão de Alto Uruguai 27.120.133,60 2.260.011,13 0,298 0,313 

1035 AETE - Amazônia-Eletronorte Transmissora de Energia S.A 33.804.323,82 2.817.026,99 0,372 0,390 

1036 ATE Transmissora de Energia S.A. 106.207.524,99 8.850.627,08 1,167 1,225 

1037 MUNIRAH Transmissora de Energia S.A. 26.007.697,57 2.167.308,13 0,286 0,300 

1038 ARTEMIS Transmissora de Energia S.A. 68.810.768,92 5.734.230,74 0,756 0,794 

1039 TRANSLESTE - Companhia Transleste de Transmissão 29.086.859,17 2.423.904,93 0,320 0,336 

1040 STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A. 128.399.034,42 10.699.919,54 1,411 1,482 

1041 VCTE - Vila do Conde Transmissora de Energia LTDA 53.254.095,19 4.437.841,27 0,585 0,614 

1042 PPTE - Porto Primavera Transmissora de Energia LTDA 64.276.160,21 5.356.346,68 0,706 0,742 

1043 UIRAPURU Transmissora de Energia S.A. 22.151.708,81 1.845.975,73 0,243 0,256 

1044 ELETROSUL(SC ENERGIA) - Eletrosul Centrais Elétricas S.A. 60.814.011,74 5.067.834,32 0,668 0,702 

1045 ITE - Itumbiara Transmissora de Energia LTDA 152.416.842,64 12.701.403,55 1,675 1,759 

1046 ATE II Transmissora de Energia S.A. 161.668.049,76 13.472.337,48 1,777 1,865 

1047 TRANSUDESTE - Companhia Transudeste de Transmissão 18.028.310,60 1.502.359,22 0,198 0,208 

1048 TRANSIRAPÉ - Companhia Transirapé de Transmissão 12.412.912,47 1.034.409,37 0,136 0,143 

1049 Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica S.A. 18.974.788,54 1.581.232,38 0,209 0,219 

1050 STC - Sistema de Transmissão Catarinense S.A. 18.997.163,82 1.583.096,99 0,209 0,219 

1051 SMTE - Serra da Mesa Transmissora de Energia Ltda. 84.443.997,75 7.036.999,81 0,928 0,974 

1052 ATE III Transmissora de Energia S.A. 74.182.101,73 6.181.841,81 0,815 0,856 

1053 RS ENERGIA - Empresa de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. 28.787.820,84 2.398.985,07 0,316 0,332 

ANEXO 5 

Tabela 5.1




Rede Básica* 

(RBSE/RBL) 

(R$/ano) 


Março-12 

(R$) 



(%) 



(%) 

1054 INTESA - Integração Transmissora de Energia S.A 89.583.717,57 7.465.309,80 0,985 1,034 

1055 CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Empr. Tauá-Milagres 8.578.534,30 714.877,86 0,094 0,099 

1056 ETES - Empresa de Transmissão do Espírito Santo S.A. 6.259.958,74 521.663,23 0,069 0,072 

1057 IEMG - Interligação Elétrica de Minas Gerais S.A 14.193.458,81 1.182.788,23 0,156 0,164 

1058 TRIÂNGULO - LT Triângulo S.A 75.670.843,38 6.305.903,62 0,832 0,873 

1059 SPTE - Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A. 18.850.560,64 1.570.880,05 0,207 0,218 

1060 RPTE - Ribeirão Preto Transmissora de Energia S.A. 24.380.628,36 2.031.719,03 0,268 0,281 

1061 PCTE - Poços de Caldas Transmissora de Energia S.A. 30.878.070,14 2.573.172,51 0,339 0,356 

1062 ATE VII - Foz do Iguaçu Transmissora de Energia S.A. 6.638.986,15 553.248,85 0,073 0,077 

1063 COPEL Transmissão S.A - Empr. Bateias-Pilarzinho 837.228,38 69.769,03 0,009 0,010 

1064 CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Empr. Milagres-Coremas 5.533.365,62 461.113,80 0,061 0,064 

1065 JTE - Jauru Transmissora de Energia S.A. 21.684.223,22 1.807.018,60 0,238 0,250 

1066 BRASNORTE Transmissora de Enerigia S.A. 17.023.303,28 1.418.608,61 0,187 0,196 

1067 ELETROSUL (SE MISSÕES) - Eletrosul Centrais Elétricas S/A 1.984.501,36 165.375,11 0,022 0,023 

1068 COQUEIROS Transmissora de Energia S.A. 5.495.280,14 457.940,01 0,060 0,063 

1069 ELETROSUL - Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A. - Emp. Presidente Médici-Santa Cruz 1 4.845.051,96 403.754,33 0,053 0,056 

1070 ATE VI Campos Novos Energia S.A. 11.649.575,69 970.797,97 0,128 0,134 

1071 CENTROESTE - Companhia de Transmissão Centroeste de Minas 12.402.954,01 1.033.579,50 0,136 0,143 

1072 ATE IV - São Mateus Transmissora de Energia S.A 15.098.542,62 1.258.211,89 0,166 0,174 

1073 ATE V - Londrina Transmissora de Energia S.A 10.898.907,14 908.242,26 0,120 0,126 

1074 CHESF(LT PICOS-TAUÁ) - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 3.876.463,07 323.038,59 0,043 0,045 

1075 FURNAS (LT MACAÉ-CAMPOS) - Furnas Centrais Elétricas 13.459.675,36 1.121.639,61 0,148 0,155 

1076 ELETRONORTE(S.LUIS II - S.LUIS III) - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A 2.049.481,19 170.790,10 0,023 0,024 

1077 IE PINHEIROS - Interligação Elétrica Pinheiros S.A 6.638.776,49 553.231,37 0,073 0,077 

1078 PEDRAS - Pedras Transmissora de Energia LTDA. 1.872.338,57 156.028,21 0,021 0,022 

1079 IRACEMA Transmissora de Energia S.A. 17.319.674,21 1.443.306,18 0,190 0,200 

ANEXO 5 

Tabela 5.1




Rede Básica* 

(RBSE/RBL) 

(R$/ano) 


Março-12 

(R$) 



(%) 



(%) 

1080 ELETRONORTE(SE MIRANDA II) - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A 7.469.278,51 622.439,88 0,082 0,086 

1081 IE SUL - Interligação Elétrica Sul S.A. 2.885.051,50 240.420,96 0,032 0,033 

1082 BRILHANTE Transmissora de Energia S.A. 13.937.972,26 1.161.497,69 0,153 0,161 

1083 IENNE - Interligação Elétrica Norte e Nordeste S.A 36.435.171,86 3.036.264,32 0,400 0,420 

1084 EBTE - Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S/A 29.180.505,49 2.431.708,79 0,321 0,337 

1085 TER - Transenergia Renovável S.A. 2.615.114,03 217.926,17 0,029 0,030 

1087 CIEN(GARABI I) - Companhia de Interconexão Energética 134.678.526,57 11.223.210,55 1,480 1,554 

1088 CIEN(GARABI II) - Companhia de Interconexão Energética 130.375.231,43 10.864.602,62 1,433 1,504 

1089 ITATIM - Linhas de Transmissão Itatim Ltda 37.073.190,50 3.089.432,54 0,407 0,428 

1090 SE NARANDIBA - SE Narandiba S/A 1.800.459,69 150.038,31 0,020 0,021 

1091 COPEL (LT FOZ - CASCAVEL OESTE) - Copel Geração e Transmissão S.A. 8.113.054,72 676.087,89 0,089 0,094 

1092 ETEM - EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO MATO GROSSO S.A. 9.568.249,82 797.354,15 0,105 0,110 

1093 IEP (LT-INTERLAGOS-PIRATININGA 2) - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA PINHEIROS S.A 3.006.267,33 250.522,28 0,033 0,035 

1094 TME - TRANSMISSORA MATOGROSSENSE DE ENERGIA S.A. 31.801.173,38 2.650.097,78 0,349 0,367 

1095 ELETRONORTE - LT R. G./BALSAS - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. 6.113.062,89 509.421,91 0,067 0,071 

1096 CATXERÊ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 41.940.263,12 3.495.021,93 0,461 0,484 

Total sem ONS 

8.666.776.322,21 722.231.360,15 95,25 100,00 

Estimativa do 

Orçamento ONS** 

(R$/ano) 

Orçamento 

Mensal 

Modulado 

(R$/mês) 

0001 ONS 432.338.000,00 28.000.000,00 4,751 0,000 

* Resolução ANEEL nº 1171/2011 

** Conforme item 7 deste relatório. 

Total Receita de Rede Básica (Agentes de Transmissão + ONS) 

9.099.114.322,21 750.231.360,15 100,000 100,000 

ANEXO 5 

Tabela 5.1

RECEITA DE INSTALAÇÕES AUTORIZADAS COM ENTRADA EM OPERAÇÃO EM 

CICLOS ANTERIORES - RBNI 

Cód 

Agente 


RBNI Anual 

referente ao ciclo 

2011/2012 

(R$) 

RBNI Mensal 

(R$) 

1001 CEEE 79.263.376,13 6.605.281,34 

1002 CELG G&T 3.355.017,11 279.584,76 

1004 CEMIG 41.737.615,61 3.478.134,63 

1006 CHESF 187.695.276,31 15.641.273,03 

1007 AFLUENTE 9.060.105,34 755.008,78 

1008 COPEL 122.375.285,86 10.197.940,49 

1009 CTEEP 176.851.952,06 14.737.662,67 

1010 EATE 5.765.273,04 480.439,42 

1012 ELETRONORTE 270.305.011,33 22.525.417,61 

1013 ELETROSUL 309.638.767,90 25.803.230,66 

1014 EVRECY (CESA) 4.142.703,79 345.225,32 

1017 EXPANSION 3.550.952,52 295.912,71 

1018 FURNAS 480.402.694,69 40.033.557,89 

1022 TSN 9.257.135,48 771.427,96 

1026 STE 1.435.068,64 119.589,05 

1034 ETAU 143.201,67 11.933,47 

1042 PPTE 952.293,40 79.357,78 

1044 ELETROSUL(SC ENERGIA) 18.280.119,64 1.523.343,30 

1052 ATE III 1.637,39 136,45 

1055 CHESF(TAUÁ-MILAGRES) 792.654,25 66.054,52 

1056 ETES 66.537,12 5.544,76 

1062 ATE VII 145.755,96 12.146,33 

1066 BRASNORTE 2.122.102,99 176.841,92 

1076 ELETRONORTE(LT S.LUISII-S.LUISIII) 107.094,98 8.924,58 

TOTAL RBNI 

1.727.447.633,21 143.953.969,43 

* Receitas conforme Resolução Homologatória nº 1.171/2011 

ANEXO 5 

Tabela 5.2

RECEITA DE NOVAS INSTALAÇÕES DA REDE BÁSICA - RBNIA 

Cod. 

Agente de 

Transmissão 

Resolução 

Autorizativa 

Mês/ano 

RBNIA Mensal 

(R$/mês) 

1001 CEEE 

1004 CEMIG 

1006 CHESF 

1007 AFLUENTE 

1008 COPEL 

1009 CTEEP 

1012 ELETRONORTE 

1322/08 mar/12 1.469,32 

1364/08 mar/12 7.680,51 

1546/08 Pro rata dia mar/12 68.818,38 

1700/08 mar/12 9.872,34 

Subtotal CEEE 

R$ 87.840,55 

2123/09 mar/12 29.903,66 

Subtotal CEMIG 

R$ 29.903,66 

1688/08 mar/12 3.972,54 

1069/07 mar/12 285.141,27 

1132/07 mar/12 154.563,87 

2025/09 mar/12 336.839,61 

Subtotal CHESF 

R$ 780.517,29 

2151/09 mar/12 140.041,52 

Subtotal AFLUENTE 

R$ 140.041,52 

1940/09 jan/12 131.935,71 

Subtotal COPEL 

R$ 131.935,71 

2026/09 mar/12 261.170,14 

2136/09 mar/12 116.998,62 

2271/10 mar/12 6.928,39 

2238/10 mar/12 56.474,27 

1623/08 mar/12 488.446,45 

Subtotal CTEEP 

R$ 930.017,87 

1470/08 mar/12 29.791,86 

959/07 mar/12 667.629,20 

1699/08 mar/12 437.713,37 

2384/10 mar/12 7.242,70 

2152/09 mar/12 291.886,40 


Subtotal ELETRONORTE 

R$ 1.436.254,20 

ANEXO 5 

Tabela 5.3

RECEITA DE NOVAS INSTALAÇÕES DA REDE BÁSICA - RBNIA 

Cod. 

Agente de 

Transmissão 

Resolução 

Autorizativa 

Mês/ano 

RBNIA Mensal 

(R$/mês) 

1013 ELETROSUL 

1018 

1022 

FURNAS 

TAESA-TSN 

1059 SPTE 

1062 ATE VII 

1084 EBTE 

2589/10 mar/12 16.554,31 

2164/09 mar/12 3.239,03 

2164/09 Retroativo Retific. Fev/12 3.239,03 


Subtotal ELETROSUL 

R$ 316.615,27 

1080/07 mar/12 70.395,98 

1266/08 mar/12 258.062,69 

1497/08 mar/12 176.590,87 

1938/09 mar/12 86.286,34 

2.069/09 mar/12 483.091,75 

2.069/10 Retroativo Fev/12 15.568,48 

Subtotal FURNAS 

R$ 1.089.996,10 

2626/10 mar/12 13.542,74 

Subtotal TAESA-TSN 

R$ 13.542,74 

2135/09 mar/12 334.657,91 

Subtotal SPTE 

R$ 334.657,91 

2.355/10 mar/12 3.641,89 

Subtotal ATE VII 

R$ 3.641,89 

2543/10 mar/12 81.707,67 

Subtotal EBTE 

R$ 81.707,67 

TOTAL 

R$ 5.376.672,38 

ANEXO 5 

Tabela 5.3

1001 - CEEE - RBNIA 

Cálculo da RBNIA a ser paga em março 2012 em função dos novos TL emitidos 


Termo de 

Liberação 


1 014/D/3/2012 

Instalação Tipo REA 

Instalar, na SE Guarita, um 

complemento para o módulo de 

entrada de linha em 230 kV, arranjo 

barra principal e transferência, do 

circuito 1 da 

LT 230 kV Passo Fundo / Guarita.. 


Operação 

RAP 

Associada 

Receita 

Anual 

conforme 

REH 1.171/11 

Receita 

Mensal 

conforme 

REH 

1.171/11 

Desconto 

de do TLP - 

Pendência 

Não 

Impeditiva 

Própria 

Total de 

RBNIA a ser 

paga em 

Março/12 

RB 1.546/08 16/3/2012 100 % 433.905,72 36.158,81 (1.749,62) 34.409,19 

2 015/D/3/2012 

Instalar, na SE Guarita, um 

complemento para o módulo de 

entrada de linha em 230 kV, arranjo 

barra principal e transferência, do 

circuito 1 da 

LT 230 kV Guarita / Santa Rosa 1. 

TOTAL 

RB 1.546/08 16/3/2012 100 % 433.905,72 36.158,81 (1.749,62) 34.409,19 

867.811,44 72.317,62 (3.499,24) 68.818,38 

* O recebimento de 100 % de receita prevista na REH nº 1.171/11 inicia na data de solicitação do TLD. Então, aplicamos o desconto da pendência não impeditiva própria apenas sobre os 15 dias 

do início do mês. 

ANEXO 5 

Tabela 5.4

1012 - ELETRONORTE - RBNIA 

Cálculo da RBNIA a ser paga em março 2012 em função dos novos TLP emitidos 


Termo de 

Liberação 


1 066/P/3/2012 

Instalação 

SE PERITORO: Adequação do 

módulo de infraestrutura geral 230 

kV, pelo remanejamento do 

transformador de aterramento. 

TOTAL 

Tipo 

REA 


Operação 

RAP 

Associada 

Receita 

Anual - REH 

1.171/11 

Receita 

Mensal - 

REH 

1.171/11 

Pro rata 

dia 

referente 

ao mês de 

entrada 

Desconto de 

do TLP - 

Pendência 

Não 

Impeditiva 

Própria 

Total de 

RBNIA a ser 


Março/12 

RB 2.533/2010 12/3/2012 90% 41.140,38 3.428,37 2.211,85 (221,19) 1.990,67 

41.140,38 3.428,37 2.211,85 (221,19) 1.990,67 

*Observação: 

1) A intalação descrita acima contém pendências não impeditivas próprias, 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 

Tabela 5.5

1013 - ELETROSUL - RBNIA 

Cálculo da RBNIA a ser paga em março 2012 em função dos novos TL emitidos 


1 063/P/3/2012 

2 063/P/3/2012 

3 063/P/3/2012 

4 065/P/3/2012 

5 065/P/3/2012 

6 028/D/3/2012 

*Observações: 

Termo de 

Liberação 


Instalação 

SE BIGUAÇU : Instalar, na SE Biguaçu, o 2º banco de 

autotransformadores monofásicos de 525/230 kV - 672 

MVA (3x 224). 


conexão em 525 kV, arranjo Disjuntor e meio (DJM), para 

o TR2 525/230 kV. 


conexão em 230 kV, arranjo barra dupla a quatro chaves 

(BD4), para o TR2 525/230 kV 


conexão em 525 kV, para a fase reserva do TR 525/230 

kV BIGUACU TRR1 SC, constituído por duas chaves 

seccionadoras tripolares. 


conexão em 230 kV, para a fase reserva do TR 525/230 

kV BIGUACU TRR1 SC, constituído por duas chaves 

seccionadoras tripolares. 

SE BIGUAÇU : Complementação de infraestrutura de 

módulo geral pela instalação do 2° banco de 

autotransformadores monofásicos 525/230kV- 13,8 kV, 

de 3x224 MVA, cada. 

TOTAL 

Tipo 

REA 


Operação 

RAP 

Associada 


REH 1.171/11 

Receita 

Mensal - 

REH 1.171/11 

Desconto de 

do TLP - 

Pendência 

Não 

Impeditiva 

Total de 

RBNIA a ser 


Março/12 

RB 2.383/2010 1/3/2012 90% 2.806.193,26 233.849,44 (23.384,94) 210.464,49 

RB 2.383/2010 1/3/2012 90% 593.275,80 49.439,65 (4.943,97) 44.495,69 

RB 2.383/2010 1/3/2012 90% 299.365,13 24.947,09 (2.494,71) 22.452,38 

RB 2.383/2010 1/3/2012 90% 71.006,18 5.917,18 (591,72) 5.325,46 

RB 2.383/2010 1/3/2012 90% 109.989,35 9.165,78 (916,58) 8.249,20 

RB 2.383/2010 1/3/2012 100% 31.148,04 2.595,67 2.595,67 

3.910.977,76 325.914,81 (32.331,91) 293.582,90 

As intalações descritas nos itens 1 ao 5 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 5.6

1013 - ELETROSUL - RBNIA 

Retificação da RBNIA a ser compensada em março 2012 

Retroativo 


Termo de 

Liberação 


Instalação 

Tipo 

REA 

Entrada 


Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 

Receita 

Anual - REH 

1.171/11 

Receita 

Mensal - 

REH 

1.171/11 

Pro rata 

dia 

referente 

ao mês de 

entrada 

Meses de 

Out/11 a 

Fev/12 

Total de 

RBNIA em 

Fevereiro/12 

Valor pago 

de RBNIA 

em Fev/12 

Diferença a 

ser 

creditada 

em Mar/12 

1 198/P/10/2011 

SE JOINVILLE : Complementação do 

módulo geral em 230 kV, contemplando 

um módulo de infraestrutura de manobra 

em 230 kV, arranjo barra principal 

transferência, para adequação e 

reaproveitamento da entrada de linha da 

LT Blumenau 2 (remanejada para SE 

Joinville Norte) no novo módulo de 

conexão do autotransformador TF4 

230/138 kV. 

TOTAL 

RB 2.164/09 4/9/2011 100% 38.868,39 3.239,03 2.915,13 12.956,13 19.110,29 15.871,26 3.239,03 

38.868,39 3.239,03 2.915,13 12.956,13 19.110,29 15.871,26 3.239,03 

ANEXO 5 

Tabela 5.7

1018 - FURNAS - RBNIA 



Termo de 

Liberação 


Instalação 

Tipo 

REA 


Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1.171/11 

Receita 

Mensal - 

REH 

1.171/11 

Retroativo 

Pro rata dia 

referente ao 

mês de entrada 

Desconto de do 

TLP - Pendência 

Não Impeditiva 

Própria 

Total de 

RBNIA a ser 


Mar/12 

1 048/P/3/2012 

2 048/P/3/2012 

3 048/P/3/2012 

4 049/P/3/2012 

SE Barro Alto: Instalar na SE Barro Alto 

um banco de transformadores 

monofásicos 230/69/13,8 kV – 3x16,67 

MVA. 

SE Barro Alto: Instalar na SE Barro Alto 

um módulo de conexão de 

transformador em 230 kV, arranjo barra 

dupla e 4 chaves, para o banco de 

transformadores monofásicos 

230/69/13,8 kV – 

3x16,67 MVA; 

SE Barro Alto: Instalar na SE Barro Alto, 

um módulo de conexão de 

transformador em 69 kV, arranjo barra 

dupla e 4 chaves, para o banco de 

transformadores monofásicos 

230/69/13,8 kV – 

3x16,67 MVA; 

SE Foz do Iguaçu: Instalação de um 

módulo de interligação de barramentos 

(IB) em 500 kV, arranjo barra dupla com 

disjuntor e meio - DJM. 

RBF 1.938/2009 27/2/2012 90% 980.838,87 

RBF 1.938/2009 27/2/2012 90% 357.918,87 

RBF 1.938/2009 27/2/2012 90% 138.972,19 

RB 2.069/2009 27/2/2012 90% 608.695,21 50.724,60 5.247,37 (5.597,20) 50.374,77 

ANEXO 5 

Tabela 5.8

1018 - FURNAS - RBNIA 



Termo de 

Liberação 


Instalação 

Tipo 

REA 


Operação 

RAP 

Associada ao 

equipamento 


REH 1.171/11 

Receita 

Mensal - 

REH 

1.171/11 

Retroativo 

Pro rata dia 

referente ao 

mês de entrada 

Desconto de do 

TLP - Pendência 

Não Impeditiva 

Própria 

Total de 

RBNIA a ser 


Mar/12 

5 050/P/3/2012 

Instalação de um módulo de conexão de 

transformador (CT) em 500 kV, arranjo 

barra dupla com disjuntor e meio - DJM, 

para o banco 

de autotransformadores 765/500/20 kV 

AT02, existente. 

RB 2.069/2009 27/2/2012 90% 745.791,47 62.149,29 6.429,24 (6.857,85) 61.720,68 

6 051/P/3/2012 

Instalação de módulo de entrada de 

linha (EL) em 500 kV, arranjo barra 

dupla com disjuntor e meio – DJM, para 

o circuito 2 da linha de interligação da 

UHE Itaipu, incluindo a substituição de 

03 transformadores de corrente 

(TA 2) e 01 disjuntor (9264), existentes. 

RB 2.069/2009 27/2/2012 90% 652.117,09 54.343,09 5.621,70 (5.996,48) 53.968,31 

TOTAL 

3.484.333,70 167.216,98 17.298,31 (18.451,53) 166.063,76 

*Observações: 

As intalações descritas nos itens 4 ao 6 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 5.8

Parcela de Ajuste de Rede Básica do Ciclo Anterior Aplicada neste ciclo 2011/2012 (Resolução Homologatória ANEEL nº 1.171/2011) 

Cód 

Agente 


PA APURAÇÃO 

(R$/ano) 

ADICIONAL REN 

270/07 (R$/ano) 

PA 

PIS/COFINS 

(R$/ano) 

PA PMIS 

OUTROS AJUSTES 

(R$/ano) 

PA REVISÃO 

(R$/ano) 

PA Ciclo 

2011/2012 

(R$/ano) 

PA Ciclo 

2011/2012 

(R$/mês) 

1001 CEEE - Companhia Estadual de Energia Elétrica (2.588.009,12) 349.923,30 219.897,72 141.009,39 6.295.428,04 (790.336,11) 3.627.913,22 302.326,10 

1002 CELG - Centrais Elétricas de Goiás (191.737,83) 33.787,32 55.357,50 (102.593,01) (8.549,42) 

1004 CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais (2.663.294,25) 767.342,34 (118,87) 5.664.627,09 (1.171.920,57) 2.596.635,74 216.386,31 

1005 CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais - Empr. ITAJUBÁ (132.452,35) (132.452,35) (11.037,70) 

1006 CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (11.630.956,42) 2.107.978,74 19.878,10 33.747,34 (1.148.952,00) (10.618.304,24) (884.858,69) 

1007 AFLUENTE - Afluente Geração e Transmissão de Energia Elétrica S.A. (142.300,80) 33.015,29 (784.684,36) 29.769,17 (864.200,70) (72.016,73) 

1008 COPEL-GT - Copel Geração e Transmissão S.A (1.615.230,29) 255.049,82 (3.674,83) 10.007.599,97 2.614.577,09 11.258.321,76 938.193,48 

1009 CTEEP - Companhia de Transm. de Energ. Elét.Paulista (9.790.229,10) 3.467.868,02 38.581,62 2.810.686,38 (1.946.135,56) 126.411,27 (5.292.817,37) (441.068,11) 

1010 EATE - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia (2.550.238,18) 24.975,69 (2.525.262,49) (210.438,54) 

1011 ECTE - Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A. (561.701,85) (561.701,85) (46.808,49) 

1012 ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (15.553.050,52) 1.582.233,86 181.575,27 (955.126,79) (3.144.295,39) (17.888.663,57) (1.490.721,96) 

1013 ELETROSUL - Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A. (5.837.485,98) 1.120.579,63 432.609,96 1.636.614,72 151.608,42 (2.496.073,25) (208.006,10) 

1014 EVRECY (CESA) - Evrecy Participações LTDA (34.356,27) 2.336,10 (119.407,13) (151.427,30) (12.618,94) 

1015 ETEO - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. (1.039.678,86) (1.039.678,86) (86.639,91) 

1016 ETEP - Empresa Paraensa de Transmissão de Energia (579.492,35) (579.492,35) (48.291,03) 

1017 EXPANSION - Expansion Transmissora de Energia Elétrica LTDA (1.160.920,45) 30.555,24 (1.130.365,21) (94.197,10) 

1018 FURNAS - Centrais Elétricas S.A. (11.129.426,47) 1.931.183,51 67.546,64 (41.109.280,37) (11.775.267,76) (62.015.244,45) (5.167.937,04) 

1019 FURNAS - Centrais Elétricas S.A. - Empr. Ibiúna-Bateias (1.649.855,79) (1.649.855,79) (137.487,98) 

1020 LIGHT Energia S.A. (14.409,67) 1.445,18 (12.964,49) (1.080,37) 

1021 TAESA-NVT-Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. (3.072.767,29) (3.072.767,29) (256.063,94) 

1022 TAESA-TSN - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. (2.877.994,90) 12.177,34 (2.865.817,56) (238.818,13) 

1023 TAESA-GTESA - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A.-Empr. Goianinha-Musseré C3 (52.582,68) (52.582,68) (4.381,89) 

1024 COPEL-GT - Copel Geração e Transmissão S.A - Empr. Bateias-Jaguariaíva (114.824,40) (114.824,40) (9.568,70) 

1025 NTE - Nordeste Transmissora de Energia S.A. (878.515,16) (878.515,16) (73.209,60) 

1026 STE - Sul Transmissora de Energia S.A (457.226,97) 1.954,22 691.689,90 236.417,15 19.701,43 

1027 ETIM - Expansion Transmissão Itumbiara Marimbondo S.A. (466.628,35) 703.754,26 237.125,91 19.760,49 

1028 ERTE - Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A. (229.008,64) 345.383,67 116.375,03 9.697,92 

1029 TAESA-PATESA - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. - Empr. Paraíso - Açu (122.958,79) 185.442,60 62.483,81 5.206,98 

1030 CTEEP - Companhia de Transm. de Energ. Elét.Paulista - Empr. Botucatu-Chavantes (132.080,42) (132.080,42) (11.006,70) 

1031 CPTE - Cachoeira Paulista Transmissora de Energia S.A. (494.892,70) 746.381,66 251.488,96 20.957,41 

1032 ENTE - Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A (1.295.893,55) 1.954.426,12 658.532,57 54.877,71 

1033 CEEE - Companhia Estadual de Energia Elétrica - Presidente Médici Pelotas 3 (142.423,50) 214.798,67 72.375,17 6.031,26 

1034 ETAU - Empresa de Transmissão de Alto Uruguai (219.504,57) (6.627,00) 330.295,33 104.163,76 8.680,31 

1035 AETE - Amazônia-Eletronorte Transmissora de Energia S.A (272.981,34) 411.701,90 138.720,56 11.560,05 

1036 ATE - ATE Transmissora de Energia S.A. (857.661,63) 1.293.498,42 435.836,79 36.319,73 

1037 TAESA-MUNIRAH - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. Camaçari II-Sapeaçu (209.664,21) 336.621,33 126.957,12 10.579,76 

1038 ARTEMIS Transmissora de Energia S.A. (554.726,36) 890.627,57 335.901,21 27.991,77 

1039 TRANSLESTE - Companhia Transleste de Transmissão (170.097,76) 354.248,03 184.150,27 15.345,86 

1040 STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A. (1.036.865,55) 1.563.768,18 526.902,63 43.908,55 

1041 VCTE - Vila do Conde Transmissora de Energia LTDA (429.314,34) 689.275,33 259.960,99 21.663,42 

1042 PPTE - Porto Primavera Transmissora de Energia LTDA (526.068,31) (783,75) 871.507,89 344.655,83 28.721,32 

1043 UIRAPURU Transmissora de Energia S.A. (178.882,52) 269.785,03 90.902,51 7.575,21 

1044 ELETROSUL (SC ENERGIA) - Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A. (637.069,91) 429.372,59 (207.697,32) (17.308,11) 

1045 ITE - Itumbiara Transmissora de Energia LTDA (1.228.726,84) 1.972.752,87 744.026,03 62.002,17 

1046 ATE II - ATE II Transmissora de Energia S.A. (1.303.317,88) 2.092.492,56 789.174,68 65.764,56 

1047 TRANSUDESTE - Companhia Transudeste de Transmissão (145.584,70) 219.566,28 73.981,58 6.165,13 

1048 TRANSIRAPÉ - Companhia Transirapé de Transmissão (100.239,33) 185.615,50 85.376,17 7.114,68 

1049 LUMITRANS - Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica S.A. (153.227,18) 231.093,41 77.866,23 6.488,85 

1050 STC - Sistema de Transmissão Catarinense S.A. (158.235,03) 291.950,06 133.715,03 11.142,92 

1051 SMTE - Serra da Mesa Transmissora de Energia Ltda. (703.368,05) 1.106.716,40 403.348,35 33.612,36 

1052 ATE III - ATE III Transmissora de Energia S.A. (617.910,19) 895.885,40 277.975,21 23.164,60 

1053 RS ENERGIA - Empresa de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. (239.785,34) 347.817,15 108.031,81 9.002,65 

1054 INTESA - Integração Transmissora de Energia S.A (746.178,86) 1.082.358,86 336.180,00 28.015,00 

1055 CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Empr. Tauá-Milagres) (33.266,07) 125.685,81 92.419,74 7.701,65 

1056 ETES - Empresa de Transmissão do Espírito Santo S.A. (52.358,27) (41,29) 75.633,41 23.233,85 1.936,15 

1057 IEMG - Interligação Elétrica de Minas Gerais S.A (118.223,03) 171.486,70 53.263,67 4.438,64 

1058 TRIANGULO - LT Triangulos S. A. (630.292,91) 914.262,21 283.969,30 23.664,11 

1059 SPTE - Serra Paracatu Transmissora de Energia Ltda - 269.418,33 269.418,33 22.451,53 

1061 RPTE - Ribeirão Preto Transmissora de Energia Ltda (203.076,08) 294.569,03 91.492,95 7.624,41 

1058 TRIÂNGULO - LT Triângulo S.A (257.195,84) 373.071,73 115.875,89 9.656,32 

1061 PCTE - Poços de Caldas Transmissora de Energia Ltda. (174.310,37) (15.520,23) 76.697,71 (113.132,89) (9.427,74) 

1062 ATE VII - ATE VII Foz do Iguaçu Transmissora de Energia S.A. (6.973,60) 10.115,47 3.141,87 261,82 

1063 COPEL-GT - Copel Geração e Transmissão S.A - Empr. Bateias - Pilarzinho (44.695,07) 71.619,14 26.924,07 2.243,67 

1064 CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Empr. Milagres -Coremas (180.616,64) 515.740,23 335.123,59 27.926,97 

1065 JTE - Jauru Transmissora de Energia Ltda. (98.356,87) 226.324,06 127.967,19 10.663,93 

1066 BRASNORTE - Brasnorte Transmissora de Energia S.A. (19.891,15) 45.774,19 25.883,04 2.156,92 

1068 COQUEIROS - Coqueiros Transmissora de Energia S.A. (45.772,43) 66.394,49 20.622,06 1.718,51 

1069 ELETROSUL - Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A. - Empr. P. Medici-Sta Cruz 1 (40.356,37) 58.538,37 18.182,00 1.515,17 

1070 ATE VI - ATE VI Campos Novos Transmissora de Energia S.A. (68.511,50) 1.746.953,79 1.678.442,29 139.870,19 

1071 CENTROESTE - Companhia de Transmissão Centroeste de Minas (100.157,63) 151.055,22 50.897,59 4.241,47 

1072 ATE IV - São Mateus Transmissora de Energia S.A. (3.118.909,88) (3.118.909,88) (259.909,16) 

1073 ATE V - Londrina Transmissora de Energia S.A. (206.573,49) (206.573,49) (17.214,46) 

1074 CHESF(PICOS-TAUÁ) - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Empr. LT Picos-Tauá - - 

1075 FURNAS(MACAÉ-CAMPOS) - FURNAS - Centrais Elétricas S.A. - Empr. LT Macaé- Campos 293.376,54 174.210,49 467.587,03 38.965,59 

1076 ELETRONORTE(LT S.LUISII-S.LUISIII) - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Empr. S. Luis II-S.Luis III 231.474,14 32.010,09 263.484,23 21.957,02 

1077 IE PINHEIROS - Interligação Elétrica Pinheiros S.A - - 

1078 PEDRAS - Pedras Transmissora de Energia LTDA. (12.280,23) 69.722,74 57.442,51 4.786,88 

1079 IRACEMA - Iracema Transmissora de Energia S.A (2.475.193,92) (2.475.193,92) (206.266,16) 

1080 ELETRONORTE(SE MIRANDA II) - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - - Empr. Miranda II (48.791,86) 90.244,52 41.452,66 3.454,39 

1081 IESUL - Interligação Elétrica Sul S.A - - - 

1082 BRILHANTE - Brilhante Transmissora de Energia S.A - - - 

1083 IENNE - Interligação Elétrica Norte e Nordeste S.A (4.743.765,41) 344.294,56 (4.399.470,85) (366.622,57) 

1084 EBTE - Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. - - - 

1085 TER - Transenergia Renovavel S.A. - - - 

1087 CIEN(GARABI I) - Companhia de Interconexão Energética (GARABI I) 116.769,49 116.769,49 9.730,79 

1088 CIEN(GARABI II)- Companhia de Interconexão Energética (GARABI II) 113.038,41 113.038,41 9.419,87 

TOTAL PA Ciclo 2011/2012 (101.616.943,84) 11.652.743,11 335.948,13 3.485.599,71 (21.088.125,79) 11.504.243,38 (95.726.535,30) (7.977.211,28) 

ANEXO 5 

Tabela 5.9

Parcela de Ajuste de Rede Básica de Fronteira do Ciclo Anterior Aplicada neste Ciclo 2011/2012 

(Resolução Homologatória ANEEL nº 1.171/2011) 

Cód. 

Transmissor 

Cód. 

Usuário 

Usuário 

PA APURAÇÃO 

(R$/ano) 

PA PIS COFINS 

(R$/ano) 

PA REVISÃO 

(R$/ano) 


(R$/ano) 

PA Ciclo Anterior 

(R$/ano) 


(R$/mês) 

2001 AES-SUL 207.348,63 207.348,63 17.279,05 

1001 CEEE 

2009 CEEE 504.047,00 504.047,00 42.003,92 

2043 RGE 242.796,36 242.796,36 20.233,03 

2055 COPREL 


- - 954.191,99 - 954.191,99 79.516,00 

1002 

1004 

CELG 

CEMIG 

2012 CELG 95.230,41 95.230,41 7.935,87 

2018 CEMAT 6,03 6,03 0,50 

SUB-TOTAL CELG 

- - 95.230,41 6,03 95.236,44 7.936,37 

2012 CELG (1.904,73) (1.904,73) (158,73) 

2019 CEMIG (3.166.370,89) (3.166.370,89) (263.864,24) 

SUB-TOTAL CEMIG 

- - (3.168.275,62) - (3.168.275,62) (264.022,97) 

1005 CEMIG(ITAJUBÁ) 2019 CEMIG - - 

SUB-TOTAL CEMIG(ITAJUBÁ) 

- - - - - - 

2007 CEAL - - 

2010 ENERGISA(CELB) - - 

2014 CELPE - - 

2017 CEMAR - - 

1006 

CHESF 

2020 CEPISA - - 

2025 COELBA - - 

2026 COELCE - - 

2028 COSERN - - 

2036 ENERGISA(ENERGIPE) - - 

2044 ENERGISA(SAELPA) - - 

2048 SULGIPE - - 

SUB-TOTAL CHESF 

- - - - - - 

1007 AFLUENTE 2025 COELBA (242.921,01) (242.921,01) (20.243,42) 

SUB-TOTAL AFLUENTE 

- - (242.921,01) - (242.921,01) (20.243,42) 

1008 

1009 

COPEL 

CTEEP 

2027 COPEL-D 1.108.314,60 1.108.314,60 92.359,55 

2037 ENERSUL - - 

SUB-TOTAL COPEL 

- - 1.108.314,60 - 1.108.314,60 92.359,55 

2002 BANDEIRANTE 25.495,63 25.495,63 2.124,64 

2003 BRAGANTINA 3.458,43 3.458,43 288,20 

2004 CAIUÁ 5.413,29 5.413,29 451,11 

2024 CJE 2.198,80 2.198,80 183,23 

2027 COPEL 

2029 CLPE (CPEE *) 1.833,58 1.833,58 152,80 

2030 CPFL ** 53.456,52 53.456,52 4.454,71 

2031 CSPE 2.292,25 2.292,25 191,02 

2033 ELEKTRO 71.965,57 71.965,57 5.997,13 

2035 ELETROPAULO 153.615,55 153.615,55 12.801,30 

2037 ENERSUL 1.518,79 1.518,79 126,57 

2041 NACIONAL 2.634,73 2.634,73 219,56 

2042 PIRATININGA 32.363,30 32.363,30 2.696,94 

2045 SANTA CRUZ 3.715,91 3.715,91 309,66 

2046 VALE PARANAPANEMA 4.334,60 4.334,60 361,22 

2047 MOCOCA 1.182,39 1.182,39 98,53 


- - 365.479,34 - 365.479,34 30.456,62 

2012 CELG (889,38) (889,38) (74,12) 

2013 CELPA (43.864,27) (43.864,27) (3.655,36) 

1012 

2016 CELTINS (8.653,19) (8.653,19) (721,10) 

ELETRONORTE 

2017 CEMAR (42.553,74) (42.553,74) (3.546,15) 

2018 CEMAT (103.268,46) (103.268,46) (8.605,71) 

2053 ELETROACRE - - 

2054 CERON - - 

SUB-TOTAL ELETRONORTE 

- - (199.229,04) - (199.229,04) (16.602,44) 

2001 AES-SUL - - 

2009 CEEE 212,82 212,82 17,74 

1013 

ELETROSUL 

2011 CELESC (76.181,49) (76.181,49) (6.348,46) 

2027 COPEL - - 

2037 ENERSUL 119,88 119,88 9,99 

2043 RGE 523,96 523,96 43,66 


- - (75.324,83) - (75.324,83) (6.277,07) 

ANEXO 5 

Tabela 5.10

Parcela de Ajuste de Rede Básica de Fronteira do Ciclo Anterior Aplicada neste Ciclo 2011/2012 

(Resolução Homologatória ANEEL nº 1.171/2011) 

Cód. 

Transmissor 

Cód. 

Usuário 

Usuário 

PA APURAÇÃO 

(R$/ano) 

PA PIS COFINS 

(R$/ano) 

PA REVISÃO 

(R$/ano) 


(R$/ano) 


(R$/ano) 


(R$/mês) 

1014 

EVRECY (CESA) 

2038 ESCELSA - - 

2050 ELFSM - - 

SUB-TOTAL CESA 

- - - - - - 

2002 BANDEIRANTE (152,48) (152,48) (12,71) 

2003 BRAGANTINA (62,26) (62,26) (5,19) 

2004 CAIUA (97,50) (97,50) (8,13) 

2008 CEB (194.170,89) (194.170,89) (16.180,91) 

2012 CELG (115.846,78) (115.846,78) (9.653,90) 

2018 CEMAT (26.295,80) (26.295,80) (2.191,32) 

2019 CEMIG (36.142,32) (36.142,32) (3.011,86) 

2021 AMPLA (163.733,12) (163.733,12) (13.644,43) 

2024 CJE (39,57) (39,57) (3,30) 

2029 CLPE (CPEE ) (33,03) (33,03) (2,75) 

2030 CPFL (107.355,07) (107.355,07) (8.946,26) 

1018 FURNAS 

2031 CSPE (41,26) (41,26) (3,44) 

2032 DME (5.315,80) (5.315,80) (442,98) 

2033 ELEKTRO (1.295,29) (1.295,29) (107,94) 

2035 ELETROPAULO (22,37) (22,37) (1,86) 

2037 ENERSUL (25,64) (25,64) (2,14) 

2038 ESCELSA (2.928.989,96) (2.928.989,96) (244.082,50) 

2040 LIGHT (487.841,30) (487.841,30) (40.653,44) 

2041 NACIONAL (47,49) (47,49) (3,96) 

2042 PIRATININGA (22,27) (22,27) (1,86) 

2045 SANTA CRUZ (66,90) (66,90) (5,58) 

2046 VALE PARANAPANEMA (78,09) (78,09) (6,51) 

2047 MOCOCA (21,32) (21,32) (1,78) 

5022 ALCOA (21.593,82) (21.593,82) (1.799,49) 


- - (4.089.290,33) - (4.089.290,33) (340.774,24) 

1020 LIGHT 2040 LIGHT - - 

SUB-TOTAL LIGHT 

- - - - - - 

1034 ETAU 2043 RGE (73.243,59) (73.243,59) (6.103,63) 

SUB-TOTAL ETAU 

- - (73.243,59) - (73.243,59) (6.103,63) 

1042 PPTE 2037 ENERSUL - - 

SUB-TOTAL PPTE 

- - - - - - 

1048 TRANSIRAPÉ 2019 CEMIG - - 

SUB-TOTAL TRANSIRAPÉ 

- - - - - - 

1050 STC 2011 CELESC - - 

SUB-TOTAL STC 

- - - - - - 

1051 SMTE 2019 CEMIG - - 

SUB-TOTAL SMTE 

- - - - - - 

1055 CHESF(TAUÁ-MILAGRES) 2026 COELCE - - 

SUB-TOTAL CHESF(TAUÁ-MILAGRES) 

- - - - - - 

1059 SPTE 2019 CEMIG - - 

SUB-TOTAL SPTE 

- - - - - - 

1062 ATE VII 2027 COPEL - - 

SUB-TOTAL ATE VII 

- - - - - - 

1066 BRASNORTE 2018 CEMAT - - 

SUB-TOTAL BRASNORTE 

- - - - - - 

1067 ELETROSUL(MISSÕES) 2043 RGE - - 

SUB-TOTAL BRASNORTE 

- - - - - - 

1070 ATE VI 2011 CELESC - - 

SUB-TOTAL ATE VI 

- - - - - - 

TOTAL PAF a ser faturada no Ciclo 2011/2012 

- - (5.325.068,08) 6,03 (5.325.062,05) (443.755,23) 

ANEXO 5 

Tabela 5.10

ANEXO 6 

PARCELA VARIÁVEL 

_________________________________________________________________________________________________________________ 


Concessão 

Contabilização no Mês 

PV DESCONTADA - Apuração: Março/2012 

Excedente (R$) 

Diferenças de 

Recontabilização 

Atraso de Entrada em 

Operação 

Total de Eventos Descontos no Mês (R$) (Apurações Anteriores) (R$) (R$) 

Total Descontado no Mês 

P O C RO D RB RF RB RF RB RF RB RF RB RF TOTAL 

ATE 2 11.975,31 11.975,31 - 11.975,31 

ATE VI 1 5.273,25 5.273,25 - 5.273,25 

BRASNORTE (25.202,08) (25.202,08) - (25.202,08) 

CEEE 6 7 76.154,48 - - 26.171,25 77.835,50 76.154,48 104.006,75 180.161,23 

CELG-T 14 - 4.430,23 - 4.430,23 4.430,23 

CEMIG 5 7 - 63.500,92 9.955,56 - 9.955,56 63.500,92 73.456,48 

CHESF 34 21 7 7 1.341.853,50 39.232,52 474.586,15 24.692,42 83.750,41 1.816.439,65 147.675,35 1.964.115,00 

CIEN(GARABI I) 665.592,55 665.592,55 - 665.592,55 

CIEN(GARABI II) 2 263.511,60 141.166,93 56.466,77 461.145,30 - 461.145,30 

COPEL 2 - - - - - 

CTEEP 15 6 1 22.156,19 245.791,13 - 22.156,19 245.791,13 267.947,32 

EATE 1 19.119,43 19.119,43 - 19.119,43 

EBTE 86.505,98 86.505,98 - 86.505,98 

ELETRONORTE 22 5 1 3 232.078,91 2.322,60 70.198,86 80.402,44 (1.825,59) (36.620,33) 33.622,37 63.692,24 334.074,55 109.796,95 443.871,50 

ELETRONORTE - LT R. G. - BALSAS 7 - - - 

ELETRONORTE(SLUISII-SLUISIII) 1 1.731,75 1.731,75 - 1.731,75 

ELETROSUL 9 1 1 - 5.445,14 8.095,04 - 13.540,18 13.540,18 

ENTE 1 30.489,82 30.489,82 - 30.489,82 

FURNAS 21 29 2 9 1.007.848,44 105.891,64 111.988,70 179.457,73 10.879,38 64.275,96 85.712,29 1.194.992,48 371.061,66 1.566.054,14 

IENNE 65.070,13 65.070,13 - 65.070,13 

INTESA 1 37.562,32 37.562,32 - 37.562,32 

PPTE 1 158.554,28 158.554,28 - 158.554,28 

TAESA-TSN 1 1 186.514,91 170.051,09 356.566,00 - 356.566,00 

TER 1 1.718,64 1.718,64 - 1.718,64 

TOTAL 121 96 3 9 26 3.396.542,83 466.614,18 1.795.115,95 310.723,84 40.318,48 (36.620,33) 97.898,33 319.085,48 5.329.875,59 1.059.803,17 6.389.678,76 

(R$) 

Eventos --> P = programada, O = outros + urgência, C = cancelamento, RO = restrição operativa, D = demais eventos 

ANEXO 6.1

TRANSMISSORA 

DISTRIBUIDORA 

Detalhamento da PV de Fronteira Descontada (R$) - Apuração: Março/2012 

1001 1002 1004 1006 1009 1012 1013 1018 

CEEE CELG-T CEMIG CHESF CTEEP ELETRONORTE ELETROSUL FURNAS 

2001 AES-SUL (104.006,75) (104.006,75) 

2002 BANDEIRANTE (8.351,37) (8.351,37) 

2003 BRAGANTINA (1.342,39) (1.342,39) 

2004 CAIUÁ (2.180,79) (2.180,79) 

2007 CEAL (665,70) (665,70) 

2008 CEB (36.719,30) (36.719,30) 

2011 CELESC (3.116,53) (3.116,53) 

2012 CELG-D (4.430,23) (632,59) (94,22) (5.157,04) 

2014 CELPE (45.752,57) (45.752,57) 

2016 CELTINS-D (8.620,64) (8.620,64) 

2017 CEMAR (1.515,46) (31.222,33) (32.737,79) 

2018 CEMAT (69.321,39) (69.321,39) 

2019 CEMIG-D (63.500,92) (46.306,39) (109.807,31) 

2020 CEPISA (20.127,49) (20.127,49) 

2021 AMPLA (16.475,38) (16.475,38) 

2024 CJE(JAGUARI) (838,68) (838,68) 

2025 COELBA-D (34.571,13) (34.571,13) 

2026 COELCE (1.134,84) (1.134,84) 

2027 COPEL-D (1.598,54) (2.328,61) (3.927,15) 

2028 COSERN (43.002,59) (43.002,59) 

2029 CLPE (CPEE) (810,57) (810,57) 

2030 CPFL (15.343,63) (15.343,63) 

2031 CSPE (867,98) (867,98) 

2032 DME (11.802,78) (11.802,78) 

2033 ELEKTRO (27.847,32) (27.847,32) 

2035 ELETROPAULO (27.455,81) (27.455,81) 

2036 ENERGISA(ENERGIPE) (422,38) (422,38) 

2037 ENERSUL (784,40) (8.095,04) (8.879,44) 

2038 ESCELSA-D (26.712,93) (26.712,93) 

2040 LIGHT-D (205.347,54) (205.347,54) 

2041 NACIONAL (1.131,45) (1.131,45) 

2042 PIRATININGA (153.455,55) (153.455,55) 

2044 ENERGISA PARAIBA(SAELPA) (483,18) (483,18) 

2045 SANTA CRUZ (1.458,57) (1.458,57) 

2046 VALE PARANAPANEMA (1.761,13) (1.761,13) 

2047 MOCOCA (562,93) (562,93) 

5002 ALCOA-P (27.603,12) (27.603,12) 

TOTAL 

(104.006,75) (4.430,23) (63.500,92) (147.675,34) (245.791,11) (109.796,95) (13.540,18) (371.061,66) (1.059.803,14) 

TOTAL 

ANEXO 6.2

ANEXO 7 

RESSARCIMENTO DEVIDO A SOBRECARGA EM TRANSFORMADORES 

(Não existe ressarcimento devido a sobrecarga neste mês) 

_________________________________________________________________________________________________________________ 


ANEXO 8 

RESUMO 

_________________________________________________________________________________________________________________ 


RECEITA FATURADA POR AGENTE DE TRANSMISSÃO 

Receitas de Rede Básica (R$) 

Prestadores de Serviço 

RBSE / RBL 

RBL TLP Não 

Devido 

RBNI 

RBNIA 

Retroativo 

RBNIA 

RBNIA TLP 

Não Devido 

Outras Receitas 

Parcela de 

Ajuste do Ciclo 

Anterior 

0001 ONS 28.000.000,00 

1001 CEEE 18.312.118,44 6.605.281,34 91.339,79 (3.499,24) 302.326,10 

1002 CELG 1.876.848,51 279.584,76 (8.549,42) 

1004 CEMIG 25.830.368,49 3.478.134,63 29.903,66 216.386,31 

1005 CEMIG(SE ITAJUBÁ) 1.330.815,08 (11.037,70) 

1006 CHESF 72.156.868,07 15.641.273,03 780.517,29 (884.858,69) 

1007 AFLUENTE 714.523,69 755.008,78 140.041,52 (72.016,73) 

1008 COPEL 5.073.039,31 10.197.940,49 131.935,71 938.193,48 

1009 CTEEP 83.975.464,12 14.737.662,67 930.017,89 (441.068,11) 

1010 EATE 25.076.131,25 480.439,42 (210.438,54) 

1011 ECTE 5.643.699,38 (46.808,49) 

1012 ELETRONORTE 51.618.522,85 22.525.417,61 1.434.263,53 2.211,85 (221,19) (1.490.721,96) 

1013 ELETROSUL 33.590.843,94 25.803.230,66 345.708,15 (32.331,91) 3.239,03 (208.006,10) 

1014 CESA - 345.225,32 (12.618,94) 

1015 ETEO 10.446.173,70 (86.639,91) 

1016 ETEP 5.822.449,43 (48.291,03) 

1017 EXPANSION 11.390.058,57 295.912,71 (94.197,10) 

1018 FURNAS 72.252.699,80 40.033.557,89 1.091.149,33 17.298,31 (18.451,53) (5.167.937,04) 

1019 FURNAS(LT IBIÚNA-BATEIAS) 16.576.926,35 (137.487,98) 

1020 LIGHT 144.781,07 (1.080,37) 

1021 TAESA-NVT 30.873.629,91 (256.063,94) 

1022 TAESA-TSN 28.080.875,17 771.427,96 13.542,74 (238.818,13) 

1023 TAESA-GTESA 528.324,54 (4.381,89) 

1024 COPEL(LT BATEIAS-JAGUARIAÍVA) 1.153.698,19 (9.568,70) 

1025 NTE 9.093.639,88 (73.209,60) 

1026 STE 4.732.815,52 119.589,05 19.701,43 

1027 ETIM 4.815.364,63 19.760,49 

1028 ERTE 2.363.251,51 9.697,92 

1029 TSN(PATESA) 1.268.871,51 5.206,98 

1030 CTEEP(LT BOTUCATU-CHAVANTES) 1.327.077,97 (11.006,70) 

1031 CPTE 5.107.038,14 20.957,41 

1032 ENTE 13.372.955,49 54.877,71 

ANEXO 8 

Tabela 8.1




RBSE / RBL 

RBL TLP Não 

Devido 

RBNI 

RBNIA 

Retroativo 

RBNIA 

RBNIA TLP 

Não Devido 


Parcela de 


Anterior 

1033 CEEE (P. MÉDICI-PELOTAS 3) 1.469.737,34 6.031,26 

1034 ETAU 2.260.011,13 11.933,47 8.680,31 

1035 AETE 2.817.026,99 11.560,05 

1036 ATE 8.850.627,08 36.319,73 

1037 MUNIRAH 2.167.308,13 10.579,76 

1038 ARTEMIS 5.734.230,74 27.991,77 

1039 TRANSLESTE 2.423.904,93 15.345,86 

1040 STN 10.699.919,54 43.908,55 

1041 VCTE 4.437.841,27 21.663,42 

1042 PPTE 5.356.346,68 79.357,78 28.721,32 

1043 UIRAPURU 1.845.975,73 7.575,21 

1044 ELETROSUL (SC ENERGIA) 5.067.834,31 1.523.343,30 (17.308,11) 

1045 ITE 12.701.403,55 62.002,17 

1046 ATE II 13.472.337,48 65.764,56 

1047 TRANSUDESTE 1.502.359,22 6.165,13 

1048 TRANSIRAPÉ 1.034.409,37 7.114,68 

1049 LUMITRANS 1.581.232,38 6.488,85 

1050 STC 1.583.096,99 11.142,92 

1051 SMTE 7.036.999,81 33.612,36 

1052 ATE III 6.181.841,81 136,45 23.164,60 

1053 RS ENERGIA 2.398.985,07 9.002,65 

1054 INTESA 7.465.309,80 28.015,00 

1055 CHESF(TAUÁ-MILAGRES) 714.877,86 66.054,52 7.701,65 

1056 ETES 521.663,23 5.544,76 1.936,15 

1057 IEMG 1.182.788,23 4.438,64 

1058 TRIÂNGULO 6.305.903,62 23.664,11 

1059 SPTE 1.570.880,05 334.657,91 22.451,53 

1060 RPTE 2.031.719,03 7.624,41 

1061 PCTE 2.573.172,51 9.656,32 

1062 ATE VII 553.248,85 12.146,33 3.641,89 (9.427,74) 

1063 COPEL(LT BATEIAS-PILARZINHO) 69.769,03 261,82 

1064 CHESF(LT MILAGRES-COREMAS) 461.113,80 2.243,67 

ANEXO 8 

Tabela 8.1




RBSE / RBL 

RBL TLP Não 

Devido 

RBNI 

RBNIA 

Retroativo 

RBNIA 

RBNIA TLP 

Não Devido 


Parcela de 


Anterior 

1065 JTE 1.807.018,60 27.926,97 

1066 BRASNORTE 1.418.608,61 176.841,92 10.663,93 

1067 ELETROSUL(SE MISSÕES) 165.375,11 2.156,92 

1068 COQUEIROS 457.940,01 1.718,51 

1069 ELETROSUL(LT P.MEDICI-S.CRUZ 1) 403.754,33 1.515,17 

1070 ATE VI 970.797,97 139.870,19 

1071 CENTROESTE DE MINAS 1.033.579,50 4.241,47 

1072 ATE IV 1.258.211,89 (259.909,16) 

1073 ATE V 908.242,26 (17.214,46) 

1074 CHESF(PICOS-TAUÁ) 323.038,59 - 

1075 FURNAS (LT MACAÉ-CAMPOS) 1.121.639,61 38.965,59 

1076 ELETRONORTE(SLUISII-SLUISIII) 170.790,10 8.924,58 21.957,02 

1077 IE PINHEIROS 553.231,37 - 

1078 PEDRAS 156.028,21 4.786,88 

1079 IRACEMA 1.443.306,18 (206.266,16) 

1080 ELETRONORTE(SE MIRANDA II) 622.439,88 3.454,39 

1081 IESUL 240.420,95 - 

1082 BRILHANTE 1.161.497,69 - 

1083 IENNE 3.036.264,32 (366.622,57) 

1084 EBTE 2.431.708,79 81.707,67 - 

1085 TER 217.926,17 - 

1087 CIEN(GARABI I) 11.223.210,55 9.730,79 

1088 CIEN(GARABI II) 10.864.602,62 9.419,87 

1089 ITATIM 3.089.432,54 

1090 SE NARANDIBA 150.038,31 

1091 COPEL (LT FOZ - CASCAVEL OESTE) 676.087,89 

1092 ETEM 797.354,15 

1093 IEP (LT INTER-PIRATININGA2) 250.522,28 

1094 TME 2.650.097,78 

1095 ELETRONORTE - LT R. G. - BALSAS 509.421,91 

1096 CATXERE 3.044.051,39 (50.912,09) 

TOTAL 

749.780.389,63 (50.912,09) 143.953.969,43 5.408.427,08 19.510,16 (54.503,87) 3.239,03 (7.977.211,28) 

ANEXO 8 

Tabela 8.1


Receitas de Rede Básica (R$) Rede Básica de Fronteira (R$) Receita de Enc. Setoriais (R$) 


Parcela Variável 

Rede Básica 

Antecipação de 

Receita 

Receita de 

Fronteira 

Pacela de Ajuste 

de Rede de 

Fronteira 

Parcela Variável da 


CCC e CDE 

Proinfa 

TOTAL Fatura Mês 

(R$) 

0001 ONS 28.000.000,00 

1001 CEEE (76.154,48) 665882,19 7.949.016,54 79.516,00 (104.006,75) 3.780.549,51 859.763,66 38.462.133,10 

1002 CELG 57627,62 1.212.918,05 7.935,87 (4.430,23) 560.197,37 127.250,56 4.109.383,09 

1004 CEMIG (9.955,56) 783228,21 6.240.254,31 (264.022,97) (63.500,92) 10.563.340,71 2.383.121,24 49.187.258,11 

1005 CEMIG(SE ITAJUBÁ) 35564,15 1.059.458,80 2.414.800,33 

1006 CHESF (1.816.439,65) 2346280,88 13.984.546,69 (147.675,35) 11.557.677,93 3.822.861,31 117.441.051,51 

1007 AFLUENTE 39271,17 530.220,17 (20.243,42) 262.300,84 88.065,43 2.437.171,45 

1008 COPEL 408095,29 4.844.220,55 92.359,55 1.651.743,77 119.383,46 23.456.911,61 

1009 CTEEP (22.156,19) 2637968,41 53.998.845,82 30.456,62 (245.791,13) 9.067.265,65 1.766.981,11 166.435.646,86 

1010 EATE (19.119,43) 682963,13 26.009.975,83 

1011 ECTE 150819,87 5.747.710,76 

1012 ELETRONORTE (334.074,55) 1981391,72 7.891.007,18 (16.602,44) (109.796,95) 23.343.134,25 7.815.505,00 114.660.036,90 

1013 ELETROSUL 1587222,46 5.352.489,00 (6.277,07) (13.540,18) 66.422.577,98 

1014 CESA 9225,66 309.852,00 651.684,04 

1015 ETEO 279159,19 10.638.692,98 

1016 ETEP 155596,71 5.929.755,11 

1017 EXPANSION 312291,02 11.904.065,20 

1018 FURNAS (1.194.992,48) 3000691,09 12.123.741,98 (340.774,24) (371.061,66) 6.861.014,49 1.560.315,73 129.847.251,67 

1019 FURNAS(LT IBIÚNA-BATEIAS) 442994,86 16.882.433,23 

1020 LIGHT 3869,07 184.013,00 331.582,77 

1021 TAESA-NVT 825054 31.442.619,97 

1022 TAESA-TSN (356.566,00) 771036,91 29.041.498,65 

1023 TAESA-GTESA 14118,72 538.061,37 

1024 COPEL(LT BATEIAS-JAGUARIAÍVA) 30830,95 1.174.960,44 

1025 NTE 243014,64 9.263.444,92 

1026 STE 129673,63 5.001.779,63 

1027 ETIM 128683,79 4.963.808,91 

1028 ERTE 63154,55 2.436.103,98 

1029 TSN(PATESA) 33908,79 1.307.987,28 

1030 CTEEP(LT BOTUCATU-CHAVANTES) 35464,28 1.351.535,55 

1031 CPTE 136478,36 5.264.473,91 

1032 ENTE (30.489,82) 357373,28 13.754.716,66 

ANEXO 8 

Tabela 8.1



Rede Básica de Fronteira (R$) 

Receita de Enc. Setoriais (R$) 



Rede Básica 


Receita 

Receita de 

Fronteira 


de Rede de 

Fronteira 



CCC e CDE 

Proinfa 


(R$) 

1033 CEEE (P. MÉDICI-PELOTAS 3) 39276,65 1.515.045,25 

1034 ETAU 60714,5 111.085,70 (6.103,63) 2.446.321,48 

1035 AETE 75281,05 2.903.868,09 

1036 ATE (11.975,31) 236520,46 9.111.491,96 

1037 MUNIRAH 57918,24 2.235.806,13 

1038 ARTEMIS 153239,19 5.915.461,70 

1039 TRANSLESTE 64775,42 2.504.026,21 

1040 STN 285940,18 11.029.768,27 

1041 VCTE 118595,02 4.578.099,71 

1042 PPTE (158.554,28) 145261,5 255.704,40 5.706.837,40 

1043 UIRAPURU 49331,09 1.902.882,03 

1044 ELETROSUL (SC ENERGIA) 176139,88 6.750.009,38 

1045 ITE 339427,01 13.102.832,73 

1046 ATE II 360029,12 13.898.131,16 

1047 TRANSUDESTE 40148,42 1.548.672,77 

1048 TRANSIRAPÉ 27643,12 243.119,30 1.312.286,47 

1049 LUMITRANS 42256,19 1.629.977,42 

1050 STC 42306,02 561.436,00 2.197.981,93 

1051 SMTE 188053,85 571.418,04 1.903.904,94 432.981,57 10.166.970,57 

1052 ATE III 165204,61 6.370.347,47 

1053 RS ENERGIA 64109,48 2.472.097,20 

1054 INTESA (37.562,32) 199499,82 7.655.262,30 

1055 CHESF(TAUÁ-MILAGRES) 20869,31 88.474,40 897.977,74 

1056 ETES 14088,89 543.233,03 

1057 IEMG 31608,34 1.218.835,21 

1058 TRIÂNGULO 168516,34 6.498.084,07 

1059 SPTE 41979,54 273.907,07 2.243.876,10 

1060 RPTE 54294,81 2.093.638,25 

1061 PCTE 68764,39 2.651.593,22 

1062 ATE VII 15109,38 140.513,00 715.231,71 

1063 COPEL(LT BATEIAS-PILARZINHO) 1864,48 71.895,33 

1064 CHESF(LT MILAGRES-COREMAS) 12322,61 475.680,08 

ANEXO 8 

Tabela 8.1



Rede Básica de Fronteira (R$) 

Receita de Enc. Setoriais (R$) 



Rede Básica 


Receita 

Receita de 

Fronteira 


de Rede de 

Fronteira 



CCC e CDE 

Proinfa 


(R$) 

1065 JTE 48290,01 1.883.235,58 

1066 BRASNORTE 25.202,08 42636,15 142.407,16 1.816.359,85 

1067 ELETROSUL(SE MISSÕES) 4419,42 158.191,04 330.142,49 

1068 COQUEIROS 12237,8 12.511,65 2.845,37 487.253,34 

1069 ELETROSUL(LT P.MEDICI-S.CRUZ 1) 10789,76 416.059,26 

1070 ATE VI (5.273,25) 25943,2 221.862,00 1.353.200,11 

1071 CENTROESTE DE MINAS 27620,95 1.065.441,92 

1072 ATE IV 33623,93 1.031.926,66 

1073 ATE V 24271,49 154.411,55 1.069.710,84 

1074 CHESF(PICOS-TAUÁ) 8632,75 331.671,34 

1075 FURNAS (LT MACAÉ-CAMPOS) 29974,23 1.190.579,43 

1076 ELETRONORTE(SLUISII-SLUISIII) (1.731,75) 4802,62 152.294,24 357.036,81 

1077 IE PINHEIROS 14784,32 334.788,91 902.804,60 

1078 PEDRAS 4169,63 299.510,00 464.494,72 

1079 IRACEMA 38570,31 1.275.610,33 

1080 ELETRONORTE(SE MIRANDA II) 16633,82 5.921,59 1.990,40 650.440,08 

1081 IESUL 6424,91 232.161,00 479.006,86 

1082 BRILHANTE 31039,38 23.777,73 5.407,47 1.221.722,27 

1083 IENNE (65.070,13) 81139,86 2.685.711,48 

1084 EBTE (86.505,98) 64983,97 159.810,48 2.651.704,93 

1085 TER (1.718,64) 5823,77 2.710,03 615,59 225.356,92 

1087 CIEN(GARABI I) (665.592,55) 299924,4 10.867.273,19 

1088 CIEN(GARABI II) (461.145,30) 290341,11 10.703.218,30 

1089 ITATIM 82560,71 12.492,88 3.184.486,13 

1090 SE NARANDIBA 4009,56 107.960,92 262.008,79 

1091 COPEL (LT FOZ - CASCAVEL OESTE) 18067,49 694.155,38 

1092 ETEM 21308,16 818.662,31 

1093 IEP (LT INTER-PIRATININGA2) 6694,85 203.065,35 460.282,48 

1094 TME 70820,11 2.720.917,89 

1095 ELETRONORTE - LT R. G. - BALSAS 13613,58 523.035,49 

1096 CATXERE 81347,96 3.074.487,26 

TOTAL 

(5.329.875,59) 23.135.523,72 120.092.704,65 (443.755,73) (1.059.803,17) 69.608.543,34 18.987.087,90 1.116.073.333,21 

ANEXO 8 

Tabela 8.1

RESUMO GERAL POR TRANSMISSORA 

RECEITA PROVENIENTE DO USO DA TRANSMISSÃO 

RECEITAS - REDE BÁSICA (R$) março-12 Total Ciclo 11/12 

Concessões Não Licitadas - RBSE 365.546.078,29 3.289.914.704,61 

Concessões Licitadas 356.183.399,25 3.148.775.670,02 

Instalações Autorizadas (em Operação no 

ciclo anterior) - RBNI 

Instalações Autorizadas (entrada em operação 

no ciclo vigente) - RBNIA 

143.953.969,43 1.295.585.724,87 

5.373.433,37 31.988.608,10 

Outras 3.239,03 3.239,03 

Parcela de Ajuste Ciclo Anterior - PA (7.977.211,28) (71.794.901,52) 

Antecipação de Receita 23.135.523,72 333.738.153,70 

Receita do ONS Modulada 28.000.000,00 252.000.000,00 

Parcela Variável da Rede Básica (5.329.875,59) (40.530.282,96) 

TOTAL USO - REDE BÁSICA 908.888.556,22 8.239.680.915,85 

RECEITAS - REDE DE FRONTEIRA (R$) março-12 Total Ciclo 11/12 

Receita de Fronteira 120.092.704,65 1.047.708.582,05 

Parcela de Ajuste de Rede de Fronteira (443.755,73) (3.993.801,57) 

Adicional Ressarc. Sobrecarga - R.Fronteira 0,00 0,00 

Parcela Variável de Rede de Fronteira (1.059.803,17) (9.163.369,34) 

TOTAL USO - REDE FRONTEIRA 118.589.145,75 1.034.551.411,14 

TOTAL USO DA TRANSMISSÃO (R$) 1.027.477.701,97 9.274.232.326,99 

RECEITA PROVENIENTE DOS ENCARGOS SETORIAIS 

RECEITA ENCARGOS SETORIAIS (R$) março-12 Total Ciclo 11/12 

CCC + CDE 69.608.543,34 604.507.417,47 

Proinfa 18.987.087,90 161.599.010,19 

TOTAL ENCARGOS SETORIAIS 88.595.631,24 766.106.427,66 

RECEITA TOTAL RECEBIDA - 

CONCESSIONÁRIAS E ONS (R$) 

1.116.073.333,21 10.040.338.754,65 

ANEXO 8 

Tabela 8.2

ANEXO 9 

BALANÇO FINAL 

_________________________________________________________________________________________________________________ 


ENCARGOS DE FRONTEIRA - Valores a Faturar 

TRANSMISSORAS 

Usuários 

1001 1002 1004 1005 1006 1007 1008 1009 1012 1013 1014 1018 1020 1034 1042 1048 

CEEE CELG CEMIG 

CEMIG 

ITAJUBA 

CHESF AFLUENTE COPEL CTEEP ELETRONORTE ELETROSUL EVRECY (CESA) FURNAS LIGHT ETAU PPTE TRANSIRAPÉ 

2001 AES-SUL 3.298.443,47 22.543,23 

2002 BANDEIRANTE 4.582.198,56 1.334,05 

2003 BRAGANTINA 736.536,77 519,27 

2004 CAIUÁ 1.196.544,87 843,58 

2007 CEAL 779.652,72 

2008 CEB 1.981.276,00 

2009 CEEE 3.192.350,55 422.875,05 

2010 EBO(CELB) 269.112,10 

2011 CELESC 3.549.725,00 

2012 CELG 1.173.156,09 63.036,00 669.822,81 1.085.724,89 

2013 CELPA 1.799.810,57 

2014 CELPE 2.855.882,73 

2016 CELTINS-D 486.807,45 

2017 CEMAR 102.666,85 1.763.124,73 

2018 CEMAT 13.835,43 1.816.916,34 297.314,56 

2019 CEMIG 5.886.838,49 1.059.458,80 451.884,45 243.119,30 

2020 CEPISA 1.363.559,70 

2021 AMPLA 1.141.591,40 

2024 CJE(JAGUARI) 460.166,33 324,43 

2025 COELBA 3.641.799,19 530.220,17 

2026 COELCE 1.773.086,07 

2027 COPEL 4.798.524,55 877.079,86 31.104,57 618,35 

2028 COSERN 1.724.419,98 

2029 CLPE (CPEE) 444.741,40 313,55 

2030 CPFL 8.414.483,13 955.459,33 

2031 CSPE 476.241,64 335,76 

2032 DME 86.514,20 

2033 ELEKTRO 14.901.414,45 10.495,14 

2035 ELETROPAULO 15.064.344,05 165,79 

2036 ENERGISA(ENERGIPE) 494.182,03 

2037 ENERSUL 45.696,00 430.383,39 382.216,20 296,83 255.704,40 

2038 ESCELSA 239.932,00 1.607.981,50 

2040 LIGHT 4.179.844,90 184.013,00 

2041 NACIONAL 620.797,74 437,67 

2042 PIRATININGA 3.336.525,06 282,69 

2043 RGE 1.387.807,20 944.024,95 111.085,70 

2044 ENERGISA(SAELPA) 873.978,40 

2045 SANTA CRUZ 800.284,65 564,21 

2046 VALE PARANAPANEMA 966.292,51 681,23 

2047 MOCOCA 308.867,73 217,75 

2048 SULGIPE 100.000,82 

2050 SANTA MARIA 69.920,00 

2053 ELETROACRE 226.512,98 

2054 CERON 981.007,14 

2055 COPREL 10.590,70 

5002 ALCOA 272.560,00 

5107 RIMA 6.819,00 

TOTAL 

7.889.191,92 1.186.991,52 5.956.693,49 1.059.458,80 13.978.340,59 530.220,17 4.844.220,55 53.616.902,14 7.744.002,02 5.352.489,00 309.852,00 12.077.581,53 184.013,00 111.085,70 255.704,40 243.119,30 

ANEXO 9 

Tabela 9.7

ENCARGOS DE FRONTEIRA - Valores a Faturar 

1050 1051 1055 1059 1062 1066 1067 1070 1073 1076 1077 1078 1081 1084 1090 1093 

STC 

SMTE 

CHESF 

(MIL.-TAUA) 

SPTE ATE VII BRASNORTE 

ELETROSUL 

(SE MISSÕES) 

ATE VI 

ATE V 

ELETRONORTE 

(SÃO LUIS II- 

III) 

IE PINHEIROS PEDRAS IESUL EBTE NARANDIBA 

2001 AES-SUL 232.161,00 

2002 BANDEIRANTE 9.147,80 3.049,25 

2003 BRAGANTINA 3.560,65 1.186,89 

2004 CAIUÁ 5.784,48 1.928,16 

2007 CEAL 

2008 CEB 

2009 CEEE 

2010 EBO(CELB) 

2011 CELESC 561.436,00 221.862,00 

2012 CELG 

2013 CELPA 

2014 CELPE 

2016 CELTINS-D 

2017 CEMAR 152.294,24 

2018 CEMAT 142.407,16 159.810,48 

2019 CEMIG 571.418,04 273.907,07 

2020 CEPISA 

2021 AMPLA 299.510,00 

2024 CJE(JAGUARI) 2.224,61 741,55 

2025 COELBA 107.960,92 

2026 COELCE 88.474,40 

2027 COPEL 140.513,00 4.240,09 1.413,37 

2028 COSERN 

2029 CLPE (CPEE) 2.150,02 716,67 

2030 CPFL 33.150,65 292.475,12 

2031 CSPE 2.302,30 767,43 

2032 DME 

2033 ELEKTRO 71.966,90 23.988,91 

2035 ELETROPAULO 1.136,86 378,95 203.065,35 

2036 ENERGISA(ENERGIPE) 

2037 ENERSUL 2.035,35 678,45 

2038 ESCELSA 

2040 LIGHT 

2041 NACIONAL 3.001,14 1.000,39 

2042 PIRATININGA 1.938,39 646,13 

2043 RGE 158.191,04 

2044 ENERGISA(SAELPA) 

2045 SANTA CRUZ 3.868,84 1.289,62 

2046 VALE PARANAPANEMA 4.671,39 1.557,13 

2047 MOCOCA 1.493,17 497,72 

2048 SULGIPE 

2050 SANTA MARIA 

2053 ELETROACRE 

2054 CERON 

2055 COPREL 

5002 ALCOA 

5107 RIMA 

Usuários 

TRANSMISSORAS 

IEP (LT INT.- 

PIRAT. 2) 

TOTAL 

561.436,00 571.418,04 88.474,40 273.907,07 140.513,00 142.407,16 158.191,04 221.862,00 152.672,64 152.294,24 332.315,74 299.510,00 232.161,00 159.810,48 107.960,92 203.065,35 

ANEXO 9 

Tabela 9.7

ANEXO 10 

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA 

_________________________________________________________________________________________________________________ 


ANEXO 10.1

ANEXO 10.1

ANEXO 10.1

ANEXO 10.1

ANEXO 10.1

ANEXO 10.1

ANEXO 10.1

ANEXO 10.1

ANEXO 10.1

ANEXO 10.2

ANEXO 10.3

ANEXO 10.4

Documento em Binder1 - ONS

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