REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 11368/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Autoriza a Companhia Estadual de Transmissão de Energia Elétrica a implantar reforços em instalação de transmissão sob sua responsabilidade, bem como estabelece os valores das parcelas da Receita Anual Permitida - RAP e o cronograma para a entrada em operação comercial.
Assunto: Autorização
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-03-22
Autor: ANEEL

8ª Reunião Pública Ordinária
15/3/2022
VOTO
PROCESSOS: 48500.000285/2019-92, 48500.000286/2019-37 e 48500.000287/2019-81.
INTERESSADO: Companhia Estadual de Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-T).
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
aos reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade da Companhia Estadual de
Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-T).
I – RELATÓRIO
1. O Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica (POTEE), Ciclo 2021, de 28
de dezembro de 2021, indicou a necessidade de reforços em instalações de transmissão sob
responsabilidade de Companhia Estadual de Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-T) para
autorização e estabelecimento de Receita Anual Permitida (RAP) pela ANEEL.
2. Em 23 de fevereiro de 2022, por meio da Nota Técnica nº 166/2022-SCT/ANEEL1, a
Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição (SCT)
analisou o processo e recomendou a autorização dos reforços e o estabelecimento das
correspondentes parcelas adicionais de Receita Anual Permitira (RAP) à CEEE-T.
3. Em 2 de março de 2022, na 8ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, os processos
foram distribuídos à minha relatoria.
II – FUNDAMENTAÇÃO
1 Documento nº 48526.001042/2022-00.
1 de 12

4. Trata-se de autorização de reforços e das RAP vinculadas à CEEE-T. A Tabela 1 lista os
empreendimentos a serem autorizados, conforme POTEE 2021.
Tabela 1. Empreendimentos indicados no POTEE 20201.
Data de Entrada em
Empreendimento Plano
Necessidade operação
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 13
Substituição dos 2 TFs 230/13,8 kV – 50 MVA (3Ø) por 2 TFs Plano de
230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo Outorgas de
abrigado). Lógica de transferência automática de carga na Transmissão

contingência de um dos transformadores 230/13,8 kV. Capacitor em de Energia Imediata Até 42 meses
derivação 13,8 kV 3 x 3,6 Mvar (3Ø). 3 CCDs 13,8 kV, arranjo BDDD Elétrica,
(cubículo abrigado), 18 ELs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo 2018 –
abrigado), 2 IBs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado com 1 DJ). POTEE 2018
Desativação do barramento de 13,8 kV BPT (2 CTs, 3 IBs e 14 ELs).
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 6
Substituição do TF 230/13,8 kV – 50 MVA (3Ø) por outro TF
230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo
abrigado). Plano de
2º TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 1 CT 230 kV, arranjo BD5. Lógica Outorgas de
de transferência automática de carga na contingência de um dos Transmissão

transformadores 230/13,8 kV. 1 IB 230 kV, arranjo BD5 5 ELs 13,8 de Energia Imediata Até 48 meses
kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado) 2 IBs 13,8 kV, arranjo BDDD Elétrica,
(cubículo abrigado com 1DJ). Recapacitação do barramento BPT 2018 –
13,8 kV existente. POTEE 2018
Desativação do TR-3 69/13,8 kV de 31,25 MVA. Desativação de 1 CT
69 kV, arranjo BS Desativação do barramento 13,8 kV BS (1 CT e 6
ELs).
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 9
Substituição do TF 230/13,8 kV – 60 MVA (composto por bancos 1Ø
de 3 x 20 MVA) por outro TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). Plano de
2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado). Outorgas de
2º TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 1 CT 230 kV, arranjo BD5. Lógica Transmissão

de transferência automática de carga na contingência de um dos de Energia Imediata Até 48 meses
transformadores 230/13,8 kV. Elétrica,
Capacitor em derivação 13,8 kV 2 x 3,6 Mvar (3Ø). 2 CCDs, arranjo 2018 –
BDDD (cubículo abrigado) 12 ELs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo POTEE 2018
abrigado), 2 IBs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado com 1DJ).
Desativação do barramento 13,8 kV BPT (1 CT, 1 IB e 10 ELs).
* Prazo para entrada em operação comercial, a contar da publicação da respectiva Resolução Autorizativa.
5. Para o POTEE 2021, 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 os empreendimentos ora avaliados foram classificados como P4. A Tabela 2 lista a ordem de
prioridade dada pelo ONS.
Tabela 2. Classificação de prioridades.
Ordem Descrição
P0 Equipamentos indicados para controle de tensão na rede básica, e àqueles indicados para solucionar problemas de
2 de 12

superação de nível de curto-circuito, a partir da integração de novos empreendimentos, que exigem a instalação de SEP
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.
6. Os reforços a serem autorizados à CEEE-T se referem a equipamentos que possuem
ANEEL)2
referência no Banco de Preços de referência ANEEL (BPR e devem ser autorizados com
estabelecimento prévio de receita3. Para os níveis de tensão que não estejam padronizados no BPR
ANEEL, adota-se a tabela de equivalência do Anexo IV da Nota Técnica nº 203/2018SRM/SCT/SFF/SGT/ANEEL4.
7. 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 CEEE-T de implantar as instalações autorizadas atendendo aos
Procedimentos de Rede. Como parte do processo de Revisão Tarifária, o BPR ANEEL irá passar por
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.
8. As adequações aos Procedimentos de Rede em módulos diferentes daqueles que
fazem parte do escopo da autorização devem ser cadastradas no 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.
9. Os requisitos dos Procedimentos de Rede devem ser cumpridos para as novas
2 Resolução Homologatória nº 758, de 2009 e Resolução Homologatória nº 2.514, de 2019.
3 Itens 5.1.2 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras do Serviços de Transmissão, aprovado pela Resolução Normativa nº
905, de 2020.
4 Documento nº 48580.002050/2018-00.
3 de 12

instalações. Nem todas as instalações antigas necessitam de todas as adequações, a menos que
determinado pelo ONS.
10. Para esse processo 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 em pormenor na Rotina Operacional
Padrão constante da página eletrônica da ANEEL:
reforcos-e-melhorias
11. Tendo sido demonstrado que o BPR ANEEL se presta a calcular o investimento para
Unidades Modulares, tipicamente aplicável às obras de Grande Porte, é possível o seu afastamento,
conforme disciplina o Submódulo – SM 9.7 do PRORET. Por isso, para obras nas quais não é possível
a aplicação do BPR ou mesmo a consulta a fabricantes e fornecedores, a SCT recomendou a adoção
dos valores declarados pela empresa. Tais valores, embora sejam uma estimativa inicial do
investimento, se aproximam do Valor Operacional Contábil – VOC e podem ser fiscalizados no
processo de revisão das transmissoras.
12. Nesse ponto, a Diretoria da ANEEL decidiu por meio da Resolução Homologatória nº
2.892, de 06 de julho de 2021, que para os reforços que não constituem uma unidade modular, as
parcelas de RAP de poderão ser revistas no processo de revisão das transmissoras a partir da
apuração do VOC dos ativos, com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercial, nos
termos do Módulo 3 das Regras de Transmissão.
13. O prazo execução da obra que delimita a data de entrada em operação comercial, em
regra, é definido com base em estudo realizado ANEEL consubstanciado na Nota Técnica nº
835/2018/SCT-ANEEL5, de 17 de dezembro de 2018.
14. No presente caso, a CEEE-T solicitou prazo de 42 meses para o reforço na SE Porto
Alegre 13 e 48 meses para o reforço na SE Porto Alegre 6. Considerando que os reforços envolvem
não só a instalação/substituição de transformadores, mas também extensas alterações nos setores
13,8 kV das Subestações, bem como a necessidade de se preservar o atendimento a Distribuidora
5 Documento n° 48526.006165/2018-00.
4 de 12

local (usuária conectada aos setores 13,8 kV), acompanho a recomendação da SCT de se considerar
os prazos requeridos pela empresa.
15. Já em relação à SE Porto Alegre 9, a CEEE-T solicitou 56 meses de prazo para a
execução dos reforços. Entretanto, considerando a avaliação da SCT de que a complexidade deste
reforço é similar ao da SE Porto Alegre 6 e que a CEEE-T não apresentou justificativas para se
estabelecer um prazo distinto, entendo ser mais apropriado considerar o mesmo prazo solicitado
para a SE Porto Alegre 6, ou seja, 48 meses.
16. Para os reforços nas Subestações Porto Alegre 6 e 9, a CEEE-T relatou que é de
responsabilidade da Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D o
remanejamento dos alimentares 13,8 kV para as novas Entradas de Linha - ELs 13,8 kV. Ademais,
informou da necessidade de alterações no Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - CUST em
razão de haver alteração no número de ELs 13,8 kV das Subestações.
17. Assim, será estabelecido o prazo de 12 meses, após a publicação da Resolução
Autorizativa, para as Concessionárias realizarem as alterações no CUST e estabelecerem um
cronograma para os remanejamentos das ELs 13,8 kV, respeitando o prazo a ser autorizado para a
execução dos reforços.
18. O MME consolidou no POTEE obras que tem diferentes tratamentos regulatórios em
um único escopo por ele definido como reforço. Assim, por meio da Nota Técnica n° 166, de 2022,
a SCT efetuou de minucioso detalhamento e esclareceu, dentro da particularidade de cada reforço,
o tratamento a ser dado em relação às características técnicas das obras a serem autorizadas.
SE Porto Alegre 13
19. Para a SE Porto Alegre 13, o POTEE 2018 estabelece a necessidade de substituição
dos dois transformadores 230/13,8 kV, de 50 MVA, por duas unidades de 75 MVA, cada, dentre
outras intervenções no setor 13,8 kV da instalação. Assim, em razão do aumento de capacidade
5 de 12

determinado pelo MME, a substituição do equipamento se enquadra como Reforço, nos termos do
item 4.1, alínea "e", da Resolução Normativa - REN n° 905, de 2020.
20. A substituição do setor 13,8 kV, arranjo Barra Principal e de Transferência - BPT por
outro com arranjo Barra Dupla com Disjuntor Duplo – BDDD foi informada ser decorrente da
superação de capacidade de corrente nominal do setor existente em função do aumento da
capacidade de transformação na Subestação. Assim, também se enquadra como Reforço, nos
termos do item 4.1, alínea "e", da Resolução Normativa - REN n° 905, de 2020.
21. Em relação ao quantitativo de ELs para o setor de 13,8 kV, o POTEE determinou 18
ELs para o novo setor 13,8 kV. No SIGET, constam cadastrados 12 ELs nesse nível de tensão. A CEEET informou que serão substituídos 14 ELs em 13,8 kV e, assim, 4 ELs determinadas no POTEE são
novas. Considerando-se essas informações e a necessidade do reforço, a SCT avaliou ser pertinente
retificar o cadastro da Subestação no SIGET com o acréscimo das 2 ELs 13,8 kV faltantes,
correspondo aos Alimentadores 10 e 14 da CEEE-D, antes de se cadastrar as novas 4 ELs a serem
instaladas conforme determinado pelo Planejamento no POTEE.
22. Quanto às duas conexões 230 kV provisórias apresentadas pela CEEE-T, acompanho
o entendimento da SCT de que como "a conexão provisória será apenas um custo adicional para a
Concessionária viabilizar a execução do reforço sem desabastecer a Distribuidora local (usuária do
setor de 13,8 kV da Subestação) e que tal conexão não comporá a prestação do serviço de
transmissão após a substituição dos transformadores 230/13,8 kV, 50 MVA, se entende que é
pertinente apenas ressarcir o custo adicional representado por esta conexão e, consequentemente,
sem consideração de remuneração regulatória. Sendo um ressarcimento, se propõe que seja pago
no período de 12 meses após a entrada em operação comercial do reforço".
23. Para o cálculo das receitas foi considerado o respectivo módulo do BPR para os
transformadores 230/13,8 kV, 75 MVA, e os Bancos de Capacitores 13,8 kV, 3,6 Mvar. Para o
restante do escopo de obras, considera-se os valores orçados pela Transmissora, com previsão de
revisão pelo VOC.
6 de 12

SE Porto Alegre 06
24. Para a SE Porto Alegre 06, o POTEE 2018 estabelece a necessidade de substituição do
transformador 230/13,8 kV, de 50 MVA, por uma unidade de 75 MVA, dentre outras intervenções
no setor 13,8 kV da instalação. Assim, pela mesma razão do aumento de capacidade determinado
pelo MME, a substituição do equipamento se enquadra como Reforço, nos termos do item 4.1,
alínea "e", da Resolução Normativa - REN n° 905, de 2020.
25. Sobre a CT 13,8 kV, em operação comercial com o transformador 230/13,8 kV, de 50
MVA, que, conforme informações prestadas pela Transmissora, será substituída devido à superação
por corrente nominal, também se trata de Reforço, uma vez que enquadrada na alínea "e" do item
4.1 da REN n° 905, de 2021.
26. A nova Interligação de Barras – IB 230 kV e a substituição das 5 ELs 13,8 kV, em arranjo
Barra Simples – BS, foram consideradas como Reforços uma vez que visam respectivamente: (i)
liberar espaço para a instalação do novo transformador 230/13,8 kV, 75 MVA; (ii) liberar espaço
para nova semibarra 13,8 kV, em arranjo BDDD, já com as ELs atendendo ao novo arranjo.
27. Quanto às desativações do TR3 69-13,8 kV, 31,25 MVA, e respectivas CT 69 kV e CT
13,8 kV, inclusas no POTEE 2020, o normativo vigente não define qual é o tratamento adequado
para esses casos. Nesse ponto, a SCT esclareceu que o tema de desativações se encontra em análise
na Consulta Pública nº 30/2020 e não há clareza a respeito da natureza das desativações serem
classificadas como reforço. A área técnica destacou também que as desativações não são obras
típicas de reforço, ou seja, são obras que não têm como objetivo aumentar a capacidade de
transmissão ou a confiabilidade do sistema. Pelo contrário, caracterizam-se como mero serviço de
desmontagem, não se qualificando também como investimento, mas como uma despesa
decorrente da desmobilização do ativo.
28. Ademais, a SCT destacou que a própria Concessionária apontou a necessidade a
desativação do TR3, o que motivou o ONS para recomendar a alteração no POTEE. Logo, inexiste
clareza quanto a desativação ser uma necessidade sistêmica (e qual é a motivação para se remover
a Função Transmissão) ou se é uma discricionariedade da Transmissora. Assim, em face do risco de
autorizar uma obra indevidamente classificada como reforço, acompanho a recomendação da SCT
7 de 12

de não incluir a desativação do TR3 e conexões na presente autorização, devendo ser tratada
quando for regulatoriamente definido qual o tratamento para esses casos ou caso a área ocupada
pelo TR3 e conexões torne-se necessária para implantação de alguma nova Função Transmissão.
29. No cálculo das receitas, o BPR foi considerado para os transformadores 230/13,8 kV,
75 MVA; a substituição da Interligação de Barras – IB 230 kV; a conexão 230 kV do 2° transformador;
e as complementações do Módulo Geral 230 kV. Para o restante do escopo das obras, considera-se
os valores orçados pela Transmissora, com previsão de revisão pelo VOC.
30. Por fim, em relação ao arranjo BD5 da conexão 230 kV do segundo transformador
230/13,8 kV, 75 MVA, vindo este arranjo a ser incluído no BPR, até a revisão na qual se fixará a
receita definitiva deste reforço, entendo que o valor base para a remuneração desta conexão seja
o definido pelo BPR vigente na época e não o VOC ora considerado.
SE Porto Alegre 09
31. Para a SE Porto Alegre 09, o POTEE 2018 estabelece a necessidade de substituição do
transformador 230/13,8 kV, de 50 MVA, por uma unidade de 75 MVA, e o setor de 13,8 kV, além da
instalação de um segundo transformador 230/13,8 kV, 75 MVA, dois bancos de capacitores 13,8 kV,
3,6 MVAr cada, dentre outras intervenções no setor 13,8 kV da instalação.
32. Novamente, em razão do aumento de capacidade determinado pelo MME, a
substituição do transformador 230/13,8 kV, 50 MVA, se enquadra como Reforço, nos termos do
item 4.1, alínea "e", da Resolução Normativa - REN n° 905, de 2020. E, a instalação do 2°
transformador 230/13,8 kV e suas conexões, se enquadra na alínea "a" do item 4.1 do referido
normativo.
33. As substituições da CT 13,8 kV do transformador 230/13,8 kV, de 50 MVA, em
operação comercial, das 10 ELs 13,8 kV e do IB 13,8 kV, foram enquadradas como reforços, uma vez
que visam alterar o arranjo do setor de 13,8 kV de Barra Simples para BDDD.
34. No cálculo das receitas foi considerado o BPR para os transformadores 230/13,8 kV,
75 MVA; a conexão 230 kV do 2° transformador; as complementações do Módulo Geral 230 kV; os
Bancos de Capacitores 13,8 kV, de 3,6 MVAr cada.
8 de 12

35. Para o restante do escopo de obras, considera-se os valores orçados pela
Transmissora, com previsão de revisão pelo VOC, por se caracterizarem como itens que não constam
no no BPR: as CTs 13,8 kV para as conexões dos transformadores 230/13,8 kV em razão da
necessidade de cabos isolados; a implantação do Sistema de Transferência Automática de Carga –
STAC; o arranjo BDDD da nova semibarra 13,8 kV, o qual não está padronizado no BPR para o nível
13,8 kV; além de outras particularidades trazidas pela Transmissora dentre as informações
prestadas.
36. Por fim, em relação ao arranjo BD5 da conexão 230 kV do segundo transformador
230/13,8 kV, 75 MVA, vindo este arranjo a ser incluído no rol dos presentes no BPR até a revisão na
qual se fixará a receita definitiva deste reforço, entendo que o valor base para a remuneração desta
conexão seja o definido pelo BPR vigente na época e não o VOC ora considerado.
Cálculo da RAP
37. A RAP dos reforços a serem autorizados foram calculadas conforme Submódulo 9 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET)6. Essa receita será paga à CEEE-T a partir da data
de entrada em operação comercial do empreendimento.
38. É vedada a antecipação de entrada em operação comercial em relação à data de
necessidade constante no ato autorizativo, exceto nos casos de solicitação da transmissora e
mediante ateste do Ministério de Minas e Energia (MME) e/ou ONS de sua necessidade para o
melhor desempenho do sistema elétrico. Nesses casos, tais pleitos devem ser realizados à ANEEL
com um prazo mínimo de 60 dias da data entrada em operação comercial prevista pela CEEE-T, a
fim de que se disponha de tempo hábil para análise.
39. Nos períodos entre revisões tarifárias, as receitas associadas às reforços têm caráter
provisório, sendo redefinidas 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 transmissora em
parcelas iguais até a revisão periódica da RAP subsequente.
6 Aprovados pela Resolução Normativa nº 880, de 7 de abril de 2020.
9 de 12

40. O Custo Anual dos Ativos (CAA)7 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. Por se tratar de um Contrato de Concessão
prorrogado, no cálculo dos adicionais de RAP foi adotado o perfil decrescente8.
41. 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)9, instituído pela Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007.
42. A RAP a ser paga à CEEE-T não considera o montante necessário à cobertura das
despesas com PIS/PASEP e COFINS10, valor este incluído pelo ONS nos Avisos de Crédito (AVC) e
Avisos de Débito (AVD). Dessa forma, os adicionais de RAP para a instalação dos reforços analisados
foram calculados sem a aplicação da alíquota referente a esses tributos.
43. 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 decrescente para
recebimento de receita, e o enquadramento do empreendimento no Módulo 3 das Regras do
Serviços de Transmissão.
Tabela 3. Investimento (R$), O&M (%) e RAP (R$).
REN

Empreendimento Investimento (R$) O&M RAP (R$)
905/20
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 13
Substituição dos 2 TFs 230/13,8 kV – 50 MVA (3Ø) por 2 TFs 230/13,8
kV – 75 MVA (3Ø). 2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado).
Lógica de transferência automática de carga na contingência de um

dos transformadores 230/13,8 kV. Capacitor em derivação 13,8 kV 3 67.382.776,11 2,0 11.805.000,62 4
x 3,6 Mvar (3Ø). 3 CCDs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado),
18 ELs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado), 2 IBs 13,8 kV,
arranjo BDDD (cubículo abrigado com 1 DJ). Desativação do
barramento de 13,8 kV BPT (2 CTs, 3 IBs e 14 ELs).
7 Submódulo 9.1 do PRORET.
8 item 10.2 do Submódulo 9.7 do PRORET.
9
art. 1º da Portaria MME nº 318, de 1º de agosto de 2018.
10 De acordo com o Contrato de Concessão nº 057/2001.
10 de 12

REN

Empreendimento Investimento (R$) O&M RAP (R$)
905/20
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 6
Substituição do TF 230/13,8 kV – 50 MVA (3Ø) por outro TF
230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD
(cubículo abrigado).
2º TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 1 CT 230 kV, arranjo BD5.
Lógica de transferência automática de carga na contingência de

59.983.763,30 2,0 9.338.952,96 4
um dos transformadores 230/13,8 kV. 1 IB 230 kV, arranjo BD5
5 ELs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado) 2 IBs 13,8 kV,
arranjo BDDD (cubículo abrigado com 1DJ). Recapacitação do
barramento BPT 13,8 kV existente.
Desativação do TR-3 69/13,8 kV de 31,25 MVA. Desativação de
1 CT 69 kV, arranjo BS Desativação do barramento 13,8 kV BS (1
CT e 6 ELs).
SE 230/13,8 kV Porto Alegre 9
Substituição do TF 230/13,8 kV – 60 MVA (composto por bancos
1Ø de 3 x 20 MVA) por outro TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø).
2 CTs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo abrigado).
2º TF 230/13,8 kV – 75 MVA (3Ø). 1 CT 230 kV, arranjo BD5.
Lógica de transferência automática de carga na contingência de

54.641.143,30 2,0 8.604.897,48 4
um dos transformadores 230/13,8 kV.
Capacitor em derivação 13,8 kV 2 x 3,6 Mvar (3Ø). 2 CCDs,
arranjo BDDD (cubículo abrigado) 12 ELs 13,8 kV, arranjo BDDD
(cubículo abrigado), 2 IBs 13,8 kV, arranjo BDDD (cubículo
abrigado com 1DJ) .
Desativação do barramento 13,8 kV BPT (1 CT, 1 IB e 10 ELs).

Total 182.007.682,71 ----- 29.748.851,06 ---
Referência de preço: junho de 2021.
III – DIREITO
44. Essa análise se fundamenta 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
2.655, de 2 de julho de 1998; Resoluções Normativas nº 67 e nº 68, ambas de 8 de junho de 2004;
Resolução Homologatória nº 2.514, de 19 de fevereiro de 2019; Resolução Normativa nº 905, de 08
de dezembro de 2020.
11 de 12

IV – DISPOSITIVO
45. Diante do exposto, e o que consta dos Processos nº 48500.000285/2019-92,
48500.000286/2019-37 e 48500.000287/2019-81, voto pela emissão da Resolução Autorizativa
anexa que autoriza a Companhia Estadual de Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-T), Contrato de
Concessão nº 055/2001, a realizar reforços em instalações de transmissão sob sua responsabilidade
com o correspondente estabelecimento da parcela da Receita Anual Permitida.
Brasília, 15 de março de 2022.
(assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor
12 de 12