REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 12546/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Autoriza a Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A Eletronorte a implantar os reforços em instalação de transmissão sob sua responsabilidade, bem como estabelece os valores das correspondentes parcelas da Receita Anual Permitida.
Assunto: Autorização
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-08-30
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004491/2021-96.
INTERESSADO: Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A ELETRONORTE.
RELATOR: Diretor Giácomo Francisco Bassi Almeida.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e
Distribuição - SCT.
ASSUNTO: Autorização e estabelecimento da Parcela da Receita Anual Permitida referente a reforços em
instalações de transmissão sob responsabilidade da Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A.
I – RELATÓRIO
1. As Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A, doravante Eletronorte, é detentora do contrato
de concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica nº 581/2001, no qual é disposto que a
transmissora deverá, mediante ato autorizativo expedido pela ANEEL, e com correspondente
estabelecimento de receita, executar reforços nas instalações de transmissão concedidas.
2. Em 3 de fevereiro de 2021, foi aprovado2 pela Secretaria de Planejamento e
Desenvolvimento Energético (SPE) o Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica, Ciclo 2020 -
1ª Emissão – Melhorias de Grande Porte e Reforços para Aumento da Vida Útil das Instalações - POTEE
2020.
3. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), em 20 de julho de 2021, por meio da Carta
CTA-ONS DPL 1490/20213, solicitou à ANEEL mudança na classificação de priorização das obras de retirada
do equipamento Thyristor Controlled Series Capacitor (TCSC) instalado na LT 500 kV Imperatriz – Colinas
C1, no terminal da SE Imperatriz, e substituição dos bancos de capacitores série (BCS) fixo da LT 500 kV
Imperatriz – Colinas C1, de ambos os terminais.
4. Em 15 de maio de 2022, a SPE aprovou4 o "Plano de Outorgas de Transmissão de Energia
1
Disponível em >> Contrato nº 58/2001.
2 Mediante o Despacho Decisório nº 2/2021/SPE.
3 SIC nº 48513.019639/2021-00
4 Mediante o Despacho Decisório n° 8/2022/SPE.

Elétrica 2021 - Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão 3° Emissão" (POTEE 2021-3° Emissão).
Nesse POTEE, foram alteradas para reforço as substituições das compensações série na LT 500 kV
Imperatriz – Colinas C1.
5. O reforço, ora em análise, consta na Tabela 1, que destaca o plano de outorgas no qual
constou a indicação do empreendimento, a data de necessidade e o prazo para a entrada em operação
comercial.
Tabela 1 - Empreendimento em análise.
Entrada
Data de em
Empreendimento Plano
Necessidade operação
(1)
Plano de Outorgas de
SE Imperatriz
Transmissão de Energia
Substituição do banco de
Elétrica – Ciclo 2017/2016 –
capacitores série (p/Colinas C1)
Melhorias de Grande Porte e
Substituição do banco de
Reforços para Aumento de
capacitores série e conexões,
Vida Útil, posteriormente
localizado na saída de linha da LT Até 42

alterado no Plano de Imediata
500 kV Imperatriz – Colinas C1, de meses
Outorgas de Transmissão de
23,8 Ω e IN= 1500 / 2250 A, por
Energia Elétrica, Volume I –
um banco de capacitores série de
Rede Básica e Demais
39,7 Ω e IN= 1650 / 2250. A.
Instalações de Transmissão,
desmontagem e a retirada do
Ciclo 2021 – 1ª Emissão
banco existente.
(Dezembro/2021)
Prazo para entrada em operação comercial, a contar da publicação da respectiva Resolução Autorizativa.
Fonte: Nota Técnica nº 271/2022-SCT/ANEEL.
6. O "Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica 2021 - Rede Básica e Demais
Instalações de Transmissão" -POTEE 2021-4º Emissão, aprovado5 em 22 de julho de 2022, manteve o
reforço com substituições das compensações série na LT 500 kV Imperatriz – Colinas C1.
7. Em 10 de agosto de 2022, por meio da Nota Técnica nº 571/2022-SCT/ANEEL6, a
Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição (SCT)
recomendou a emissão de Resolução Autorizativa, para a Eletronorte realizar o reforço apresentado na
5 Mediante o Despacho nº 10/2022/SPE.
6 Documento SicNet nº 48526.004315/2022-00.

Tabela 1, com o consequente estabelecimento da parcela adicional da Receita Anual Permitida (RAP).
8. Em 15 de agosto de 2022, o processo foi distribuído, por sorteio, à minha relatoria.
9. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
10. Trata-se de autorização e estabelecimento da Parcela da Receita Anual Permitida (RAP)
referente a reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade da Eletronorte.
II.1 Das Características da Obra
11. A composição atual da compensação série da LT 500 kV Imperatriz-Colinas C1 é de uma
compensação série variável com tecnologia de Capacitor Série Controlado a Tiristor (mais conhecido pela
sigla inglesa TCSC- Thyristor Controlled Series Capacitor) e um banco de capacitor série (BCS) fixo.
12. O Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica (POTEE)7, POTEE 2021-2ª Emissão
(e suas as emissões posteriores), realizou alteração do escopo da obra para substituição do BCS fixo da LT
500 kV Imperatriz-Colinas C1, de 23,8 Ω e corrente nominal (IN) de 1.500 A em regime normal e 2.250 A
em emergência, para um BCS fixo de 39,7 Ω e IN de 1.650 A em regime normal e 2.250 A em emergência.
Apesar de constar no POTEE a substituição do BCS do terminal de Colinas, o reforço será tratado em um
outro processo, uma vez que escopo do processo em análise é o reforço da compensação no terminal
Imperatriz.
13. Ainda, mediante a Carta CTA-ONS DPL 1.490/2021, o ONS recomendou o
descomissionamento do TCSC, uma vez que a compensação série variável com tecnologia TCSC ficou
dispensável após a entrada em operação do bipolo Xingu – Terminal Rio, além de estar em final de vida
útil e possuir tecnologia obsoleta.
14. Dessa forma, tem-se que o BCS fixo será substituído por novos, com maiores capacidades
para ampliação da capacidade de transmissão, e o TCSC será descomissionado. Nesse esteio, os reforços
foram classificados como P2 (Eliminar necessidade de restrição de escoamento de geração) + P5
7 Disponível em http://antigo.mme.gov.br/web/guest/secretarias/planejamento-e-desenvolvimentoenergetico/publicacoes/consolidacao-de-obras-de-transmissao.

(Substituição de equipamento por fim de vida útil).
15. Sobre o assunto, a Eletronorte prestou as informações considerando a premissa da
instalação do novo BCS fixo na área do TCSC. Entretanto, solicitou que a ANEEL e o Planejamento
avaliassem a configuração proposta e desvinculasse a compensação série variável com a tecnologia TCSC.
16. No que tange à análise, acompanho o posicionamento da SCT, e concordo que coube à
Transmissora decidir a opção de instalação quando da participação junto ao ONS e ao Planejamento, em
etapa prévia à emissão do POTEE e suas alterações. Ainda, cabe à ANEEL definir o reforço exclusivamente
conforme o escopo do POTEE, que não apresentou óbice da utilização do espaço na subestação para a
implantação da substituição. Quanto à desvinculação pleiteada, informo que o caso se encontra em
análise da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF).
17. Considerando a opção da utilização do espaço do TCSC, a Transmissora solicitou a
substituição de chave seccionadora com lâmina de terra, que faz parte do módulo de Entrada de Linha, a
qual está com vida útil esgotada. Todavia, conforme registrado pela SCT, a referida substituição não
consta no POTEE e não se enquadra como reforço. Isso porque a motivação é o final de vida útil, dessa
forma, se for enquadrada como melhoria, a Eletronorte deve observar o rito para melhorias de pequeno
porte definido nos itens 5.1.3 e 5.1.4 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão
de Energia Elétrica, publicado pela Resolução Normativa nº 905, de 8 de dezembro de 2020.
18. Nessa mesma toada, como a Transmissora justificou a substituição da conexão do BCS fixo
atual por fim de vida útil, não é possível classificá-la como reforço, razão pela qual não será considerada
na autorização em análise.
19. A Transmissora também indicou como necessário "Módulo de Infraestrutura de Manobra
- parcial", "Módulo de Equipamento – Banco de Capacitores Série (IZCL7-03) 500 kV 107 MVAr -
Desmontagem" e "Módulo de Manobra – Conexão de Banco de Capacitor Série (500 kV – DJM) -
Desmontagem".
20. Conforme disposto na REH nº 758/2009 – Anexo I – Item 3.1.2, um módulo de
infraestrutura de manobra é composto por: cercas e alambrados, terraplenagem, drenagem,
embritamento, arruamento, iluminação do pátio, malha de terra e cabos para-raios, canaletas e
edificações. Dessa forma, considerando que a substituição e o descomissionamento farão uso do espaço
existente na Subestação, acompanho a recomendação da SCT e não acato o pleito de MIM-parcial.

21. No que tange aos custos decorrentes da desmontagem, tais valores estão incluídos nos
percentuais relativos aos custos de montagem, conforme o §4° do art. 1° da Resolução Homologatória n°
2.514, de 19 de fevereiro de 2019.
II.2 Do prazo para execução
22. A Transmissora solicitou a duração de 48 (quarenta e oito) meses para a execução do
reforço em análise.
23. Sobre o assunto, o prazo de execução de obra é definido com base em estudo realizado
ANEEL e consubstanciado na Nota Técnica nº 835/2018/SCT-ANEEL8. Todavia, o referido estudo não
contemplou de forma específica o reforço em análise. Diante desse contexto, o prazo solicitado pela
Transmissora seria utilizado mediante a apresentação de justificativas técnicas, que não foram
identificadas nos autos do processo.
24. Diante da falta de informação específica, e considerando a importância do reforço e sua
prioridade indicada no Planejamento, a SCT propôs, com a qual concordo, a utilização do prazo adotado
para alteração de arranjo de barramento, considerado de 42 (quarenta e dois) meses.
II.3 – Da Precificação
25. A REH nº 758/20099 homologou o Banco de Preço de Referência (BPR) ANEEL e as
metodologias aplicáveis na composição de suas unidades modulares de subestações e linhas de
2.514/201910
transmissão. Por sua vez, a REH nº homologou novos valores para o BPR ANEEL a ser
utilizado nos processos de autorização, licitação para outorga de concessão e revisão tarifária das
concessionárias de transmissão de energia elétrica.
26. A SCT informou que o módulo BCS fixo a ser instalado não está padronizado no BPR. O caso
em tela encontra-se previsto nos Submódulos 9.1 e 9.7 do PRORET, que estabelecem as possibilidades do
afastamento do BPR, conforme segue:
74. Para a valoração dos ativos, a aplicação do Método do Valor Novo de Reposição
8 Documento SicNet nº 48526.006165/2018-00.
9 Disponível em
10 Disponível em

utilizará, necessariamente nesta ordem:
a) Banco de Preços de Referência ANEEL;
b) Valor contábil fiscalizado e atualizado pelo índice contratualmente estabelecido."
(...)
76. Não se aplica o Banco de Preços Referenciais da ANEEL, quando: a) O item a ser valorado
não estiver representado no Banco de Preços Referenciais da ANEEL; b) Não houver preços
referenciais para itens correspondentes, semelhantes ou análogos ao item a ser valorado
no Banco de Preços Referenciais da ANEEL. (Submódulo 9.1)
16. Para os equipamentos, materiais e serviços que não estejam contemplados no Banco
de Preços de Referência ANEEL, podem ser adotados valores obtidos por meio de consulta
a fabricantes e fornecedores, realizados em aquisições anteriores, ou declarados pela
própria empresa, desde que acompanhado da justificativa e fundamentação necessária.
(Submódulo 9.7)
27. Assim, para obras nas quais não é possível a aplicação do BPR ou mesmo a consulta a
fabricantes e fornecedores, entende-se pela adoção dos valores declarados pela empresa. Tais valores,
embora sejam uma estimativa inicial do investimento, se aproximam do Valor Operacional Contábil e
podem ser fiscalizados no processo de revisão das Transmissoras.
28. Dessa forma, a área técnica utilizou o valor do orçamento informado pela Eletronorte,
corrigido pelo IPCA para a referência de julho de 2022.
29. Não obstante, registro que constará no ato autorizativo comando específico para
considerar na receita definitiva do reforço estabelecida quando da revisão tarifária, se o módulo de
equipamento passar a ser incluído na lista dos módulos presentes no BPR, o valor base conforme o BPR
vigente naquele momento, sendo afastada a aplicação do Valor Original Contábil (VOC).
II.4 – Do cálculo da RAP
30. Os procedimentos e as metodologias adotados na autorização e no estabelecimento de

receita para reforços em instalações de transmissão observam o estabelecido no Módulo 9 dos
(PRORET)11
Procedimentos de Regulação Tarifária e no Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão
de Energia Elétrica12 (Regras de Transmissão).
31. De início, cabe destacar que o Submódulo 9.7 define que as receitas estabelecidas em
resoluções são devidas à transmissora a partir da data da entrada em operação comercial do
empreendimento. Ademais, nos períodos entre revisões, as receitas associadas aos reforços têm caráter
provisório, sendo redefinidas no processo de revisão subsequente à entrada em operação comercial, com
efeitos retroativos à entrada em operação comercial do empreendimento. A eventual diferença
decorrente da revisão do valor será considerada na RAP da transmissora em parcelas iguais até a revisão
periódica da RAP subsequente.
32. Conforme dispõe o Submódulo 9.113, o Custo Anual dos Ativos (CAA) das concessionárias
com revisão periódica de toda a base de ativos, contemplando as parcelas RBSE, RPC, RBNI e RCDM, será
conforme a soma das parcelas referentes à remuneração do capital, à depreciação e ao custo anual das
instalações móveis e imóveis, anualizada para os períodos entre revisões. Assim, no cálculo do adicional
de RAP foi adotado o perfil decrescente, apresentado no item 10.2 do Submódulo 9.7.
33. Por sua vez, os encargos setoriais e tributos considerados no cálculo do adicional de RAP
obedeceram ao disposto item 11.2 do Submódulo 9.7.
34. Na Tabela 2 são apresentados os valores de investimentos utilizados, o percentual de
Operação e Manutenção (O&M) adotado, a respectiva parcela adicional de RAP, considerando o perfil
decrescente da receita, e o enquadramento do empreendimento segundo a seção 4.1 do Módulo 3 das
Regras de Transmissão.
Tabela 2 - Investimento (R$), O&M (%) e RAP (R$).
REN

Empreendimento Investimento O&M RAP
905/2020
SE Imperatriz
80.853.210,62 2,0% 14.123.393,07 4.1,b,e.
11
Disponível em https://www.gov.br/aneel/pt-br/centrais-de-conteudos/procedimentos-regulatorios/proret.
12 Aprovadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 905, de 8 de dezembro de 2020, disponível em

13 Aprovado pela Resolução Normativa nº 1.003 de 01 de fevereiro de 2022.

REN

Empreendimento Investimento O&M RAP
905/2020
Substituição do banco de capacitores série
(p/Colinas C1) Substituição do banco de
capacitores série e conexões, localizado na saída
de linha da LT 500 kV Imperatriz – Colinas C1, de
23,8 Ω e IN= 1500 / 2250 A, por um banco de
capacitores série de 39,7 Ω e IN= 1650 / 2250 A.
desmontagem e a retirada do banco existente.

Total 80.853.210,62 --- 14.123.393,07 ---
Referência de preço: junho de 2022.
Fonte: Nota Técnica nº 571/2022-SCT/ANEEL.
35. De acordo com o Contrato de Concessão nº 58/2001-ANEEL, a RAP a ser paga à
transmissora não considera o montante necessário à cobertura das despesas com PIS/PASEP14 e COFINS15,
valor esse incluído pelo ONS nos Avisos de Crédito (AVC) e Avisos de Débito (AVD). Dessa forma, o
adicional de RAP apresentado na Tabela 2 foi calculado sem a aplicação da alíquota referente a esses
tributos.
36. Por fim, em atendimento ao disposto no artigo 1º16 da Portaria nº 31817, de 1º de agosto
de 2018, o adicional de RAP para os reforços foram estabelecidos considerando o impacto do Regime
Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI).
III – DIREITO
37. O encaminhamento proposto está fundamentado nos seguintes dispositivos legais e
normativos: (i) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; (ii) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; (iii) Lei
nº 9.648, de 27 de maio de 1998; (iv) Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; (v) Decreto nº 1.717, de 24
de novembro de 1995; (vi) Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998; (vii) Resoluções Normativas nº 67 e
nº 68, ambas de 8 de junho de 2004; (viii) Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica,
aprovadas pela Resolução Normativa nº 905, de 8 de dezembro de 2020; e (ix) Resolução Homologatória
nº 2.514, de 19 de fevereiro de 2019; (x) Procedimentos de Regulação Tarifária, aprovados pela Resolução
14
Programa de Integração Social (PIS) e Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PASEP).
15 Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social.
16
Conforme inciso III, do seu § 1º: "nos incisos V e VI do caput, a ANEEL deverá considerar o impacto positivo da aplicação do
REIDI nas aquisições e importações de bens e serviços pelas concessionárias de serviço público de transmissão de energia
elétrica na determinação da Receita Anual Permitida".
17 Disponível em

Normativa nº 1.003, de 1º de fevereiro de 2022.
IV – DISPOSITIVO
38. Diante do exposto e do que consta do processo nº 48500.004491/2021-96, voto por
APROVAR a emissão de Resolução Autorizativa, conforme minuta anexa, que (i) autoriza a Eletronorte a
realizar os reforços em instalações de transmissão outorgadas por meio do Contrato de Concessão nº
58/2001-ANEEL; e (ii) estabelece os valores das parcelas adicionais de Receita Anual Permitida.
Brasília, 23 de agosto de 2022.
(Assinado digitalmente)
GIÁCOMO FRANCISCO BASSI ALMEIDA
Diretor Substituto