REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 11643/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Autoriza a Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf a implantar reforços em instalação de transmissão sob sua responsabilidade, bem como estabelece os valores das parcelas da Receita Anual Permitida.
Assunto: Autorização
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-04-25
Autor: ANEEL

12ª Reunião Pública Ordinária
12/04/2022
VOTO
PROCESSO: 48500.001404/2021-49.
INTERESSADO: Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF).
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e
Distribuição (SCT)
ASSUNTO: Autorização e estabelecimento da Parcela da Receita Anual Permitida (RAP) referente a
reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade da Companhia Hidro Elétrica do São
Francisco (CHESF).
I – RELATÓRIO
1. A instalação do 2º Banco de reatores de barra monofásicos de 3 x 50 MVAr/500 kV e
conexões na subestação Campina Grande III 500 kV consta no Plano de Outorgas de Transmissão de
Energia Elétrica (POTEE) 2020 emitido pelo Ministério de Minas e Energia (MME), com data de
necessidade imediata.
2. Em 8 de abril de 2021, a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações
de Transmissão e Distribuição (SCT) oficiou1 o MME que esse reforço seria autorizado para
concessionária diferente daquela informada no POTEE 2020. A concessionária constante no POTEE
2020 é a Extremoz Transmissora do Nordeste (ETN), porém a Companhia Hidro Elétrica do São
Francisco (CHESF) é a responsável pelo Módulo Geral da subestação Campina Grande III no nível de
tensão da obra.
3. Em 3 de maio de 2021, a SCT informou2 ao MME que após análise detalhada do
empreendimento foi constatado que existe uma fase reserva de reator monofásico de 50 MVAr/500
kV sendo remunerado para CHESF na subestação Campina Grande III, associada ao primeiro banco
de reatores de barra. Desta forma, questionou o MME sobre a real necessidade de autorização de
1
Ofício nº 167/2021-SCT/ANEEL, Sicnet nº 48526.001618/2021-00.
2 Ofício nº 224/2021-SCT/ANEEL, Sicnet nº 48526.002205/2021-00.
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uma fase reserva para o segundo banco de reatores indicado no POTEE 2020.
4. No POTEE 2021, emitido pelo MME em dezembro de 2021, consta que deverá ser
instalado um novo banco de reatores 500 kV, de 3x50 MVAr, na subestação Campina Grande III.
5. Em 14 de janeiro de 2022, a SCT realizou sua avaliação3 e recomendou autorizar à
CHESF, Contrato de Concessão nº 008/2011, a implantação do reforço com os valores das parcelas
adicionais de Receita Anual Permitida (RAP).
6. Em 24 de janeiro de 2022, na 3ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, o processo foi
distribuído à minha relatoria.
7. Em 28 de janeiro de 2022, a CHESF requereu4 a ampliação do prazo do reforço de 24
para 36 meses.
8. Em 4 de abril de 2022, a SCT emitiu5 sua opinião sobre a ampliação do prazo.
II – FUNDAMENTAÇÃO
9. Trata-se da autorização e estabelecimento de Receita Anual Permitida (RAP) para a
instalação e operação de um novo banco de reatores 500 kV, de 3x50 MVAr, na subestação Campina
Grande III da CHESF, tal como disposto na Tabela 1.
Tabela 1. Empreendimento em análise.
Data da Entrada em
Empreendimento Plano
necessidade operação
SE Campina Grande III 500 kV
2º Banco de reatores de barra monofásicos de 3 x 50

POTEE 2021 Imediata Até 36 meses
MVAr / 500 kV e conexões.
10. De acordo com o que consta em seu contrato de concessão, a CHESF tem a obrigação
de executar os reforços nas suas instalações de transmissão, tendo em vista a prestação do serviço
3 Nota Técnica nº 20/2022-SCT/ANEEL, Sicnet nº 48526.000196/2022-00.
4
Carta CE-DR-001/2022, Sicnet nº 48513.002318/2022-00.
5 Nota Técnica nº 249/2022-SCT/ANEEL, Sicnet nº 48526.001946/2022-00.
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público de que é titular. Isso deve se dar mediante ato autorizativo expedido pela ANEEL e com o
correspondente estabelecimento de receita.
11. Para o POTEE 2020, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) realizou uma
priorização das obras levando em consideração a severidade dos possíveis impactos desses
empreendimentos na operação do Sistema Interligado Nacional (SIN). São sete ordem de prioridade
e o empreendimento ora avaliado foi classificado como P0. Todos os empreendimentos de P0 a P4
para os quais a ANEEL dispõe de todas as informações já foram autorizados. A Tabela 2 lista a ordem
de prioridade dada pelo ONS.
Tabela 2. Classificação de prioridades.
Ordem Descrição
Equipamentos indicados para controle de tensão na rede básica, e àqueles indicados para solucionar problemas de
superação de nível de curto-circuito, a partir da integração de novos empreendimentos, que exigem a instalação de SEP
P0
ou medidas operativas, para promover a segurança e o atendimento às cargas em regime normal de operação ou em
situação de contingência.
P1 Eliminar necessidade de corte de carga em condição normal de operação.
P2 Eliminar necessidade de restrição de escoamento de geração.
P3 Eliminar necessidade de geração térmica por razões elétricas.
P4 Eliminar necessidade de corte de carga em contingências em capitais.
P5 Substituição de equipamento por fim de vida útil.
Não se enquadram nos cinco critérios de priorização listados acima. No entanto, são importantes e trazem benefícios
P6
ao atendimento aos critérios definidos nos Procedimentos de Rede.
12. A maioria dos reforços classificados pelo ONS como P0 possuem escopo de obra bem
definido e, de certa forma, simples por tratar de instalação de um único equipamento, um módulo
de manobra, e em alguns casos, módulos de infraestrutura e interligação de barras. Por esse motivo,
para a instrução desse reforço a SCT não solicitou informações à CHESF, sendo utilizado o Banco de
Preços de Referência (BPR ANEEL)6 e o Sistema de Gestão da Transmissão (SIGET) da ANEEL.
13. Os módulos do BPR ANEEL ordinariamente atendem aos requisitos mínimos dos
Procedimentos de Rede. Contudo, devido a impossibilidade de manter o BPR ANEEL sempre
atualizado, eventual não indicação de um equipamento no módulo padrão do BPR na autorização
não afasta a obrigação da CHESF de implantar as instalações autorizadas atendendo aos
Procedimentos de Rede. Como parte do processo de Revisão Tarifária, o BPR ANEEL irá passar por
6 Resolução Homologatória nº 758, de 2009 e Resolução Homologatória nº 2.514, de 2019.
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recálculo dos valores médios e incorporará as mudanças nos Procedimentos de Rede. Assim, a
revisão da RAP das autorizações realiza o tratamento adequado para as evoluções dos requisitos
que devem passar a ser reconhecidos na precificação dos reforços ou melhorias.
14. As adequações aos Procedimentos de Rede em módulos diferentes daqueles que
fazem parte do escopo da autorização devem ser cadastradas no Sistema de Gerenciamento dos
Planos de Melhorias e Reforços (SGPMR) para análise e eventual aprovação pelo ONS. Essas
adequações, uma vez autorizadas, devem ser instaladas pelas transmissoras e farão jus à análise
para o recebimento de receita no reajuste seguinte à sua entrada em operação comercial.
15. Os novos requisitos dos Procedimentos de Rede devem ser cumpridos para as novas
instalações. Nem todas as instalações antigas necessitam de todas as adequações, a menos que
determinado pelo ONS.
16. Para esse processo administrativo considera-se que quaisquer reforços de pequeno
porte não vinculado ao grande porte, originários da autorização, devem seguir o rito ordinário de
autorização e reconhecimento de receitas de pequeno porte detalhado na Rotina Operacional
Padrão constante da página eletrônica da ANEEL:
reforcos-e-melhorias
17. O BPR ANEEL é atualizado mensalmente. No entanto, dados os procedimentos de
estabelecimento de receitas da transmissão e sua forma de atualização, a data de referência de
preços utilizada nos processos autorizativos é sempre aquela constante do último reajuste de
receitas da transmissão. No período entre as revisões tarifárias esses valores são corrigidos
anualmente pelos índices dos contratos.
18. De acordo com estudos da ANEEL7, o prazo para a instalação deste tipo de reforço é
de 24 meses. Entretanto, a necessidade do reforço no sistema é imediata. Desta forma, não há
vedações quanto à antecipação do prazo de construção previsto no ato autorizativo.
19. Apesar do prazo para desse tipo de reforço ser de 24 meses, acato o pedido com as
justificativas da CHESF e o opinativo da SCT neste tema para ampliação para 36 meses. Segundo a
7 Nota Técnica nº 835/2018/SCT-ANEEL, de 17 de dezembro de 2018, Sicnet: 48526.006165/2018-00.
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CHESF, tal extensão de prazo é necessário devido ao tempo médio para fabricação de reatores de
500 kV ser da ordem de 11 meses, ainda devido ao impacto da pandemia de COVID-19 no mercado.
De acordo com a SCT, após resposta de consulta ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)8,
é possível a realização do reforço em 36 meses. Contudo, conforme apontado pelo ONS, até que o
reforço seja implementado, ainda haverá o procedimento de abertura de linhas, quase todas da
própria CHESF, para controle de tensão nas áreas sul e leste do subsistema Nordeste.
20. O banco de reatores 500 kV, de 3x50 MVAr, na subestação Campina Grande III, está
previsto no POTEE sob responsabilidade da ETE. Contudo, será autorizado à CHESF no âmbito do
Contrato de Concessão nº 008/2011, dado que tanto o módulo geral da subestação no nível de
tensão da obra e a instalação do primeiro equipamento de controle de reativo, conforme o SIGET,
estão sob responsabilidade da CHESF.
21. Para esta autorização considerou-se os valores de investimento constantes no BPR
da ANEEL para: um módulo de equipamento (reatores de barra 500 kV, 3x50 Mvar), e um módulo
de manobra (conexão do reator, 500 kV, em disjuntor e meio).
22. A RAP do reforço a ser autorizado foi calculada conforme Submódulo 9 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET)9. Essa receita será paga à CHESF a partir da data de
entrada em operação comercial do empreendimento.
23. Nos períodos entre revisões tarifárias, as receitas associadas ao reforço têm caráter
provisório, sendo redefinida no processo de revisão subsequente à entrada em operação comercial
do empreendimento, com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercial do reforço.
A eventual diferença decorrente da revisão do valor será considerada na RAP da CHESF em parcelas
iguais até a revisão periódica da RAP subsequente.
24. 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, dar-se-á pela 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
8
Carta ONS DPL/PL 570/22, de 28 de março de 2022, Sicnet nº 48513.009420/2022-00.
9 Aprovados pela Resolução Normativa nº 880, de 7 de abril de 2020.
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adotado o perfil plano10.
25. Os encargos setoriais e tributos considerados no cálculo do adicional de RAP (RGR,
TFSEE e P&D) obedecem ao disposto item 11.2 do Submódulo 9.7 do PRORET. Além disso, o
adicional de RAP é estabelecido considerando o impacto do Regime Especial de Incentivos para o
Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI)11, instituído pela Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007.
26. A RAP a ser paga à CHESF não considera o montante necessário à cobertura das
despesas com PIS/PASEP e COFINS12, valor este incluído pelo ONS nos Avisos de Crédito (AVC) e
Avisos de Débito (AVD). Dessa forma, os adicionais de RAP para a instalação do reforço foram
calculados sem a aplicação da alíquota referente a esses tributos.
27. A Tabela 3 apresenta os valores de investimentos utilizados pela ANEEL, o percentual
de O&M adotado, a respectiva parcela adicional de RAP, considerando-se o perfil plano para
recebimento de receita, e o enquadramento do empreendimento segundo a seção 3.1 do Módulo
3 da REN nº 905, de 2020.
Tabela 3. Investimento (R$), O&M (%) e RAP (R$).

Empreendimento Investimento O&M RAP REN 905/20
SE Campina Grande III 500 kV
2º Banco de reatores de barra monofásicos

22.297.770,09 2,0 2.799.229,69 4.1, b.
de 3 x 50 Mvar/500 kV e conexões.
Referência de preço: junho de 2021.
III – DIREITO
28. Essa análise fundamenta-se nos seguintes dispositivos legais e normativos: art. 3º-A,
§ 3º, da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; art. 17 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; art.
12 do Decreto nº 1.717, de 24 de novembro de 1995; art. 8º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998;
art. 21 da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; art. 6º, § 1º, e art. 7º, inciso II do Decreto nº
10 Item 10.2 do Submódulo 9.7 do PRORET.
11
art. 1º da Portaria MME nº 318, de 1º de agosto de 2018.
12 De acordo com o Contrato de Concessão nº 057/2001.
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2.655, de 2 de julho de 1998; Resoluções Normativas nº 67 e nº 68, ambas de 8 de junho de 2004;
Resolução Normativa nº 880, de 07 de abril de 2020; e Resolução Normativa nº 905, de 08 de
dezembro de 2020.
IV – DISPOSITIVO
29. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.001404/2021-49,
voto por autorizar a CHESF, Contrato de Concessão nº 008/2011, a realizar a reforços na subestação
Campina Grande III 500 kV, nos termos da minuta de Resolução Autorizativa anexa, estabelecendo
a parcela adicional de RAP no valor de R$ 2.799.229,69.
Brasília, 12 de abril de 2022.
(assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor
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