DSP - DESPACHO 1698/2021
Tipo de documento: anexo
Ementa: Conhece e, no mérito, concede provimento, concede provimento parcial e nega provimento dos pedidos de reconsideração interpostos pelas concessionárias citadas em face da Resolução Homologatória ANEEL 2.725, de 14 de julho de 2020; nega provimento ao pedido de medida cautelar interposto pela Linhas de Taubaté Transmissora de Energia S.A - LTTE, tendo em vista a decisão de mérito do pedido de reconsideração; aprova a variação da Receita Anual Permitida RAP das concessionárias de transmissão, decorrente da análise dos pedidos de reconsideração e das correções efetuadas pela Superintendência de Gestão Tarifária - SGT; aprova os Anexos da Nota Técnica SGT/ANEEL 112 de 2021; e estabelece que as alterações aprovadas devem ser consideradas no reajuste anual das receitas do Ciclo Tarifário 2021-2022, com a correspondente atualização dos valores.
Assunto: Juízo de reconsideração
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-06-18
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 112/2021-SGT/ANEEL
Em 7 de junho de 2021.
Processo: 48500.000729/2020-23
Assunto: Pedidos de Reconsideração interpostos
contra a Resolução Homologatória nº 2.725, de 14 de
julho de 2020.
I - DO OBJETIVO
1. Subsidiar a Diretoria Colegiada da ANEEL na decisão quanto aos Pedidos de Reconsideração
interpostos em face da Resolução Homologatória nº 2.725, de 14 de julho de 2020.
II - DOS FATOS
2. A Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, estabeleceu as Receitas Anuais Permitidas
– RAP pela disponibilização das instalações sob responsabilidade de concessionárias de serviço público de
transmissão de energia elétrica para o período de 1º de julho de 2020 a 30 de junho de 2021.
3. Por meio dos documentos listados no Quadro 1, os agentes listados interpuseram Pedidos
de Reconsideração em face da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020.
Nº SIC do Pedido de
Requerente
Reconsideração
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DAS EMPRESAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – ABRATE 48581.001974/2020-00
AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S/A – AFLUENTE-T 48513.019966/2020-00
ARGO TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – ARGO 48513.020123/2020-00
CELEO REDES BRASIL S.A. – CELEO REDES BRASIL 48513.020143/2020-00
CELESC DISTRIBUIÇÃO S.A. – CELESC D 48513.019993/2020-00
CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S. A. – CELG GT 48513.020126/2020-00
CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S/A – CEMIG-GT 48513.020110/2020-00
CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S.A. – ELETRONORTE 48513.020142/2020-00
COMPANHIA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO SUL DO BRASIL – CGT
48513.020132/2020-00
ELETROSUL
COMPANHIA ESTADUAL DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELETRICA – CEEE-GT 48513.020104/2020-00
COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO – CHESF 48513.020061/2020-00
COMPANHIA TRANSIRAPÉ DE TRANSMISSÃO – TRANSIRAPE 48513.019956/2020-00
COMPANHIA TRANSLESTE DE TRANSMISSÃO – TRANSLESTE 48513.019953/2020-00
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
Nº SIC do Pedido de
Requerente
Reconsideração
COMPANHIA TRANSUDESTE DE TRANSMISSÃO – TRANSUDESTE 48513.019955/2020-00
CONSELHO DE CONSUMIDORES DA ÁREA DE CONCESSÃO DA ENERGISA – CONCEN 48513.020115/2020-00
COPEL GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – COPEL-GT 48513.020129/2020-00
COMPANHIA PAULISTA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – ISA CTEEP
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA NORTE NORDESTE S.A – IENNE
EVRECY PARTICIPAÇÕES LTDA. – EVRECY
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SERRA DO JAPI S.A – IE JAPI
48513.020130/2020-00
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA MINAS GERAIS S.A – IEMG
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SUL – IESUL
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA PINHEIROS S.A – IE PINHEIROS
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAPURA S.A – IE ITAPURA
EMPRESA BRASILEIRA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – EBTE 48513.019942/2020-00
EDP TRANSMISSÃO MA II S.A. – EDP MA II 48513.019999/2020-00
EMPRESA AMAZONENSE DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – EATE 48513.019939/2020-00
EMPRESA CATARINENSE DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – ECTE 48513.019944/2020-00
EMPRESA DIAMANTINA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – EDTE 48513.019946/2020-00
EMPRESA NORTE DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – ENTE 48513.019947/2020-00
EMPRESA SANTOS DUMONT DE ENERGIA S.A. – ESDE 48513.019948/2020-00
EMPRESA PARAENSE DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – ETEP 48513.019949/2020-00
EMPRESA DE TRANSMISSÃO SERRANA S.A. – ETSE 48513.019950/2020-00
48513.019996/2020-00
EMPRESA REGIONAL DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. – ERTE
48513.019997/2020-00
EMPRESA TRANSMISSORA CAPIXABA S.A. – ETC 48513.020136/2020-00
ESPERANZA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. – ESPERANZA
48513.020090/2020-00
ODOYÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. – ODOYÁ
EQUATORIAL TRANSMISSORA 2 SPE S.A. – EQUATORIAL 2
48513.020109/2020-00
EQUATORIAL TRANSMISSORA 8 SPE S.A. – EQUATORIAL 8
FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. – FURNAS 48513.020088/2020-00
48513.020147/2020-00
LINHAS DE TAUBATÉ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. – LTTE
48513.022757/2020-00
LUMITRANS - COMPANHIA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA – LUMITRANS 48513.019951/2020-00
RIALMA TRANSMISSORA DE ENERGIA II S.A. – RIALMA II 48513.020103/2020-00
SISTEMA DE TRANSMISSÃO CATARINENSE S.A. – STC 48513.019952/2020-00
SISTEMA DE TRANSMISSÃO NORDESTE S.A. – STN 48513.019606/2020-00
TRANSMISSORA ALIANÇA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. – TAESA 48513.020133/2020-00
TRANSMISSORA DE ENERGIA SUL BRASIL S.A. – TESB 48513.020125/2020-00
TRANSMISSORA JOSÉ MARIA DE MACEDO DE ELETRICIDADE S.A. – JMM 48513.020138/2020-00
Quadro 1 – Agentes que interpuseram pedidos de reconsideração contra a REH nº 2.725/2020.
4. Em 02 de outubro de 2020 a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT emitiu a Nota
Técnica nº 189/2020-SGT/ANEEL1 propondo retificação da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020.
1
SIC nº 48581.001647/2020-00

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
5. Em 17 de novembro de 2020, por meio do Despacho nº 3.219, a Diretoria Colegiada da
ANEEL deu provimento aos Pedidos de Reconsideração interpostos pelas Argo, EDTE e Rialma II em face
petições2
da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, reviu de ofício os erros apontados nas
SPE Santa Maria
interpostas pelas transmissoras Paranaíba Transmissora de Energia – PTE,
Transmissora de Energia S.A. – Santa Maria
e Foz do Iguaçu Norte Transmissora de Energia S.A. – Evoltz
VII e realizou as demais retificações na Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, conforme
recomendado na Nota Técnica nº 189/2020-SGT/ANEEL.
6. Por meio do Despacho nº 3.218, também de 17 de novembro de 2020, a Diretoria Colegiada
da ANEEL decidiu negar provimento aos Pedidos de Reconsideração com Pedido de Medida Cautelar
interpostos pelas transmissoras Odoyá, Esperanza e JMM, em face da Resolução Homologatória nº 2.725,
de 2020.
7. Em 04 de dezembro de 2020, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT encaminhou à
Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT o
Memorando nº 246/2020-SGT/ANEEL3, complementado pelo Memorando nº 250/2020-SGT/ANEEL4, de
09 de dezembro de 2020, solicitando posicionamento acerca de assuntos tratados pela SCT e que foram
objeto de pedido de reconsideração contra a Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020.
III - DA ANÁLISE
III.1 – ANÁLISE DOS PEDIDO DE RECONSIDERAÇÃO
III.1.1 – Despachos nº 3.218 e nº 3.219, de 2020
8. A Diretoria Colegiada da ANEEL, com a emissão dos Despachos nº 3.218 e 3.219, de 2020,
negou provimento aos pedidos de reconsideração interpostos pelas transmissoras Odoyá, Esperanza e
JMM, e deu provimento aos pedidos de reconsideração interpostos pela Argo, EDTE e Rialma II, e, por
esse motivo, esses pedidos de reconsideração não serão analisados nesta nota técnica.
9. Com as retificações nos Anexos I a VI da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020,
aprovadas pelo Despacho nº 3.219, de 2020, além de corrigir os erros apontados pela PTE, SMTE e Evoltz
VII, também foi corrigido o erro apontado5 pela transmissora Linhas de Transmissão do Itatim S.A. – ETIM.
10. Os pedidos de reconsideração referentes à Equatorial 8, à Taesa (Contrato de Concessão
nº 017/2016) e à Eletronorte (Contrato de Concessão nº 007/2008) foram integralmente comtemplados
com essa retificação. As transmissoras EATE, Ienne e Chesf tiveram parte de seus pedidos de
reconsideração atendidos com a retificação, sendo que os demais pleitos serão abordados no decorrer
dessa nota técnica.
2 SIC nº 48513.021350/2020-00, nº 48513.020383/2020-00 e nº 48513.027790/2020.
3
SIC nº 48581.001974/2020-00
4 SIC nº 48581.002018/2020-00
5
Apontado no documento SIC nº 48513.025179/2020-00.

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
III.1.2 – Pedidos de Reconsideração referentes à consideração dos valores dos Encargos de Uso do Sistema
de Transmissão – EUST decorrentes da rescisão de Contratos de Uso do Sistema de Transmissão – CUST,
nos termos da Resolução Normativa nº 666, de 2015
119/2020-SGT/ANEEL6,

11. Conforme apresentado no item III.4.6.6 da Nota Técnica nº de 10
de julho de 2020, em função da rescisão do CUST nº 101/2017, da Myrtos Geração de Energia S.A.,
responsável pela UTE Termoirapé I, o ONS emitiu Avisos de Débito – AVD complementares7 com os EUST
a serem recebidos pelas transmissoras em decorrência da rescisão mencionada e em conformidade com
o §6º do Art. 5º da Resolução Normativa nº 666, de 2015.
12. Sendo assim, as transmissoras foram autorizadas a faturar e receber tais montantes da
Myrtos Geração de Energia S.A., no entanto, esses valores apurados não foram considerados, à época em
que os AVD foram emitidos, para o cálculo da PA Apuração das respectivas transmissoras.
13. Dessa forma, foram homologadas por meio da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020,
parcelas de ajuste complementares de modo a se considerar a devida apuração dos valores que as
transmissoras foram autorizadas a faturar em função da rescisão do CUST nº 101/2017 e à aplicação da
Resolução Normativa ANEEL nº 666, de 2015, de acordo com as informações encaminhadas pelo ONS.
14. Entretanto, de acordo com o que consta nos documentos anexados ao Processo
nº 48500.000729/2020-23, informa-se que 248 concessionárias de transmissão interpuseram Pedido de
Reconsideração em face da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, contendo questionamentos em
relação a esse assunto.
15. Um grupo de recorrentes argumenta que a Myrtos não realizou o pagamento dos encargos
de uso devido e que, portanto, encontra-se inadimplente e, que a emissão dos Avisos de Crédito – AVC
pelo ONS não garante o recebimento dos valores pela transmissora, sendo assim, solicitam que tais
montantes não sejam considerados no cálculo da Parcela de Ajuste.
16. Quanto a esse argumento destaca-se o que consta no item 26 do Submódulo 9.3 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 774, de
2017.
"26. A Parcela de Ajuste – PA reflete as diferenças entre os duodécimos da RAP,
estabelecida pela ANEEL, e os valores dos Avisos de Crédito – AVC, emitidos pelo
ONS. A PA é calculada pela ANEEL ao final do ciclo i-1 e considerada no ciclo i".
(grifo nosso).
17. Portanto, os valores dos encargos de uso a serem utilizados pela ANEEL no cálculo da
6 SIC nº 48581.001111/2020-00.
7
Conforme informado pelo ONS por meio da Carta ONS 0759/DTA/2019, de 02/12/2019 (SIC nº 48581.001918/2020-00).
8 CEEE-GT, Celg-GT, CGT Eletrosul, CTEEP, EATE, EBTE, ECTE, ENTE, ERTE, ESDE, ETEP, ETSE, Evrecy, IEItapura, IEJapi, IEMG,
Ienne, IE Pinheiros, IE Sul, Lumitrans, STC, Transirapé, Transleste e Transudeste.

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
Parcela de Ajuste são aqueles constantes dos AVC emitidos pelo ONS e não os valores efetivamente
faturados e recebidos pelas transmissoras. Esse entendimento se aplica tanto para os EUST decorrentes
de rescisão de CUST quanto para o demais EUST pagos pelos usuários da rede.
18. Além disso, o não pagamento de valores devidos pelos usuários da rede no segmento de
transmissão, que possui historicamente níveis reduzidos de inadimplência, caracterizam-se como risco do
negócio, não havendo na regulamentação vigente nenhum dispositivo que estabeleça o tratamento a ser
dado a valores inadimplentes.
19. Pelo exposto, dado que os valores de EUST decorrentes da aplicação do §6º do Art. 5º da
Resolução Normativa nº 666, de 2015, foram devidamente apurados pelo ONS, conforme determina a
regulamentação vigente, dado que os AVC complementares foram emitidos corretamente e permanecem
vigentes até o momento e dado o que consta no Submódulo 9.3 do Proret, o argumento das recorrentes
de que a ANEEL não deve considerar no cálculo da Parcela de Ajuste os valores alegadamente
inadimplentes não deve prosperar.
20. Outro grupo de recorrentes argumenta que os valores constantes dos AVD
complementares emitidos pelo ONS possuem característica intrínseca de penalidade decorrente da
rescisão do CUST por inadimplemento do usuário e solicita que o desconto não seja aplicado até que
recebam o valor devido pelo usuário. Somado a esse grupo, a CEEE-GT adiciona o argumento que, sendo
uma penalidade, esse encargo não corresponde a uma receita de prestação de serviços de transmissão,
mas sim, uma receita financeira, e solicita a exclusão do valor da PA Outros Ajustes.
21. Quanto a esse argumento, ressalta-se que ele já foi enfrentado e superado pela ANEEL no
âmbito da Audiência Pública nº 039/2014, que instruiu a emissão da Resolução Normativa ANEEL nº 666,
de 2015. Destaca-se os parágrafos 49 a 55 da Nota Técnica nº 049/2015-SRT/SRM/ANEEL9, de 19/6/2015,
que analisou as contribuições apresentadas pelos agentes na referida Audiência Pública.
"III.1.4.2 Descontratação de ponto de conexão e rescisão de CUST para o
segmento geração
49. Para o segmento geração foi proposto estabelecer o pagamento dos
Encargos de Uso do Sistema de Transmissão – EUST equivalentes a 4 anos
subsequentes a partir da rescisão ou do início de execução do CUST, conferindo um
tratamento análogo ao do segmento consumo.
50. Houve contribuições de associações e agentes que se manifestaram
contrários à proposta. Dentre as argumentações foi levantado o entendimento de
que não há prestação do serviço público de transmissão ao gerador no caso de
rescisão em que o gerador já ressarciu o custo associado ao seu acesso durante
sua vida útil e que em questões financeiras, que culminem na falência do gerador,
a proposta poderia onerá-lo ainda mais.
51. Outros agentes ponderaram que a proposta poderia ser modificada de modo
9
SIC nº 48552.001081/2015-00.

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
que somente nos casos onde se pudesse comprovar quais investimentos específicos
foram feitos para o gerador é que deveria ser cobrado pela sua rescisão contratual.
52. A APINE ponderou ainda que "a rescisão ou descontratação de um ponto de
conexão de um agente estará, necessariamente, associada a revogação de sua
outorga, o que o impedirá de desenvolver sua atividade fim. [...] Em última análise,
o regramento proposto penalizará os casos onde houver a revogação da outorga
de usinas que estão conectadas no sistema de transmissão por tempo suficiente,
como aquelas que chegaram ao final de sua vida útil, e, portanto, já ressarciram
os investimentos na transmissão. Além dos casos onde não foi necessária expansão
da rede de transmissão".
53. Como justificativa, a APINE afirma que "o pagamento e o uso do sistema de
transmissão, inclusive a essência de sua expansão, são feitas de maneira solidária,
não sendo possível a alocação dos custos e benefícios a determinado agente, com
exceção dos casos onde existe um atendimento exclusivo, o que é uma exceção e
não a regra".
54. Concordamos com a afirmativa da APINE e entendemos que os
investimentos associados à expansão da Rede Básica são dificilmente atribuíveis
ao acesso específico de determinado usuário. Apesar de se ter certeza de que há
expansão necessária ao atendimento da demanda de todos os usuários, não é
trivial a determinação de qual expansão é exatamente associada a um usuário
específico. Por isso, o ressarcimento proposto visa remunerar parte da expansão
realizada para atendimento dos novos usuários, que de outra forma seria
custeada pelos usuários remanescentes.
55. Concordamos também em limitar a previsão de ressarcimento somente aos
geradores que as solicitarem antes do fim da outorga, ajustando a regra proposta
de forma que as centrais de geração com fim do prazo da outorga não estarão
passíveis de cobrança por descontratação e/ou rescisão do CUST, bem como
propomos a redução do período de ressarcimento de 4 para 3 anos, aproximando
a regra estabelecida para o. segmento consumo que tem a possibilidade de
contratação livre do MUST no 4º ano de contratação". (grifo nosso)
22. Pelo exposto, fica claro que o objetivo do ressarcimento que consta no §6º do Art. 5º da
Resolução Normativa nº 666, de 2015, é remunerar o serviço de transmissão associado à expansão
realizada para atendimento dos geradores que tiveram o CUST rescindido, que de outra maneira seria
integralmente custeada pelos usuários remanescentes, dado que ao ter o CUST rescindido, o gerador é
retirado da Apuração Mensal de Serviços e Encargos – AMSE realizada pelo ONS e os futuros encargos de
uso de responsabilidade desse gerador são rateados e pagos pelos demais usuários da rede, de modo que
não há que se falar em "frustação de receita futura pelas concessionárias de transmissão", conforme
alegado por algumas transmissoras.
23. É correto que os encargos de uso apurados em decorrência da rescisão de CUST de

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
geradores, em conformidade com o §6º do Art. 5º da Resolução Normativa nº 666, de 2015, devam ser
considerados no cálculo da PA Apuração calculada pela ANEEL juntamente com os demais EUST pagos
pelos usuários. Portanto, o argumento das recorrentes de que tais valores, por terem caráter de
penalidade, não devem ser considerados no cálculo da PA Apuração, ficando, assim, retidos com as
transmissoras não deve prosperar.
24. Diante disso, o pleito das concessionárias deve ser indeferido.
III.1.3 – Reconhecimento de custos incorridos na elaboração dos Anexos II e III do Submódulo 9.2 do Proret
25. Conforme apresentado no item III.4.6.5 da Nota Técnica nº 119/2020-SGT/ANEEL10, foram
considerados na PA Outros Ajustes das transmissoras custos incorridos por elas e validados pela
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, nos termos da regulamentação vigente.
26. Entretanto, oito transmissoras11 interpuseram pedidos de reconsideração para que
também fossem considerados os custos de elaboração dos relatórios de avaliação da Base Incremental e
de Conciliação Físico-Contábil, conforme Anexos II e III do Submódulo 9.2 do Proret, aprovado pela
Resolução Normativa nº 880, de 2020. Esse submódulo estabelece os conceitos gerais, as metodologias
aplicáveis e os procedimentos para realização das Revisões Periódicas das receitas relativas às
transmissoras licitadas.
27. Todos os recursos trazem a argumentação de que essa regulamentação estipulou uma
obrigação que gerou custos não previstos. Porém, diferentemente dos custos incorridos que foram
considerados na PA Outros Ajustes, não é previsto no regulamento aprovada pela ANEEL o ressarcimento
para elaboração desses relatórios.
28. Também houve argumentação de que a SFF validou os custos incorridos, quanto a isso,
destaca-se que no Memorando nº 440/2019-SFF/ANEEL12 constava a seguinte informação:
"4. Destacamos que o trabalho desta Superintendência se limitou apenas à
validação da documentação apresentada, não entrando no mérito sobre a
elegibilidade desses custos para fins de reconhecimento nos processos tarifários
das interessadas, nos termos do Submódulo 9.2."
29. Nesse caso, a SFF deixou claro que houve apenas validação da documentação apresentada
e não opinou sobre o reconhecimento desses valores nas receitas das transmissoras.
30. Dessa forma, pela inexistência de regulamentação que estabeleça o direito de
ressarcimento para elaboração dos relatórios aqui tratados, entendemos que esse pleito deva ser
indeferido.
10
SIC nº 48581.001111/2020-00.
11 EATE, EBTE, ECTE, ENTE, ERTE, ETEP, Lumitrans e STC.
12
SIC nº 48536.004219/2019-00

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
III.1.4 – Estabelecimento de receitas para melhorias de pequeno porte para transmissoras licitadas
360/2020-SCT/ANEEL13,

31. Por meio da Nota Técnica nº de 28 de maio de 2020, a SCT
apresentou proposta de estabelecimento de parcela adicional de receita referente a melhorias, nos
termos do Art. 2º da Resolução Normativa nº 443, de 2011, para o ciclo 2020-2021. Na qual apresenta o
entendimento de que com a vigência da Resolução Normativa n° 880, de 2020, o estabelecimento de
receita para as melhorias implantadas nos termos dos parágrafos 3º e 4º do Art. 2º da Resolução
Normativa nº 443/2011 é restrita às instalações de transmissão sujeitas ao processo de revisão periódica
da RAP prevista nos contratos de concessão.
32. Assim, a Abrate, Celeo Redes Brasil e a Equatorial 2 apresentaram em seus pedidos de
reconsideração argumentação para o reconhecimento das receitas relativas as melhorias de pequeno
porte.
33. Por se tratar de assunto competência da SCT, a SGT encaminhou o Memorando nº
246/2020-SGT/ANEEL14 solicitando posicionamento da mesma sobre esses pedidos de reconsideração.
029/2021-SCT/ANEEL15,

34. Por meio do Memorando nº a SCT informou que:
"Quanto aos pleitos relacionados às melhorias de pequeno porte de transmissoras
licitadas, informamos que a Nota Técnica nº 553/2020–SCT/ANEEL (SIC nº
48526.004727/2020-00), que realizou a análise do recurso administrativo
interposto pela ABRATE (SIC nº 48513.020118/2020-00) contra a Resolução
Homologatória nº 2.724, de 2020, deixando claro que a Resolução Normativa n°
880, de 2020, definiu que somente cabe receita adicional por implantação de
melhorias de pequeno porte em instalações de transmissão que integram
concessão cuja base de ativos passa por revisão periódica. Portanto, as
transmissoras licitadas não são passíveis de recebimento de receita adicional para
melhorias de pequeno porte realizadas nas instalações originais dos Contratos de
Concessão."
35. Além disso, no caso específico da Equatorial 2, a SCT informou que:
"Quanto ao pleito da Equatorial Transmissão, informamos que será tratado tanto
no âmbito do Processo nº 48500.006834/2019-32, quanto do Processo nº
48500.006563/2018-34, uma vez que será analisada a necessidade de alterar a
Resolução Autorizativa nº 8.579, de 11 de fevereiro de 2020."
36. Pelo exposto, o pleito das transmissoras deve ser indeferido.
13
SIC nº 48526.003297/2020-00
14 SIC nº 48581.001974/2020-00
15
SIC nº 48526.000637/2021-00

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
III.1.5 – Pedido de Reconsideração interposto pela Afluente-T
37. A Afluente-T apresenta em seu pedido de reconsideração argumentação discordando da
metodologia utilizada no cálculo dos valores de RAP referente às melhorias autorizadas sem
estabelecimento prévio de receita, e solicita seu recálculo excluindo o desconto da vida útil remanescente
dos bens substituídos dos valores estabelecidos do Banco de Preços Referenciado.
38. Como os valores considerados na Resolução Homologatória nº 2.725, de 2010, foram os
propostos pela SCT, por meio da Nota Técnica nº 424/2020-SGT/ANEEL, a SGT solicitou posicionamento
da referida área técnica quanto ao assunto.
39. Por meio do Memorando nº 029/2021-SCT/ANEEL16, a SCT informou que:
"Quanto ao pleito da Afluente-T, reforçamos que o PRORET estabelece, no
parágrafo 22 do Submódulo 9.7, que "no caso de substituição de equipamento
classificada como melhoria, o adicional de RAP será estabelecido considerando as
novas instalações implementadas, a vida útil remanescente do equipamento
substituído, calculada a partir da taxa de depreciação estabelecida no Manual de
Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, e a RAP vinculada ao equipamento
substituído". Portanto, não é possível realizar o recálculo das receitas associadas
às melhorias de pequeno porte excluindo o desconto da vida útil remanescente dos
bens substituídos, conforme pleiteia a Afluente-T."
40. Dessa forma, o pleito da Afluente-T deve ser indeferido.
III.1.6 – Pedido de Reconsideração interposto pela Celeo Redes Brasil
III.1.6.1 – PA Apuração da Caiuá (Contrato de Concessão nº 004/2012)
41. A Celeo Redes Brasil alega que na apuração do mês de junho de 2019 os valores nas
rubricas Antecipação de Receita e PA ciclo anterior não estavam corretas e que não houve desconto de
Parcela Variável – PV. Dessa forma, em seu entendimento, esse desconto não deveria aparecer nas
planilhas disponibilizadas.
42. Foi identificado que realmente o valor da PA ciclo anterior não estava correto, sendo esse
corrigido para R$ 14.384,36. Os valores de Antecipação de Receita e PV, são informações fornecidas pelo
ONS, que informou por meio de correio eletrônico que os valores enviados à época para ANEEL não
estavam de acordo com os valores apurados e presentes no AVC da transmissora. Assim, o ONS enviou
planilha atualizada que confirma que o pleito da transmissora está correto e, dessa forma o valor da
Antecipação de Receita de junho de 2019 foi alterado para R$ -5.329,60 e a PV zerada.
43. Dessa forma, o pleito da transmissora deve ser deferido e a PA Apuração de Rede Básica
alterada de R$ 65.912,16 para R$ 91.466,73, ambas a serem devolvidas.
16
SIC nº 48526.000637/2021-00

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
III.1.6.2 – PA Apuração da Site (Contrato de Concessão nº 002/2018)
44. A Celeo Redes Brasil alega que na rubrica RBL do cálculo da apuração do mês de abril de
2020, que consta em planilha disponibilizada na Nota Técnica nº 119/2020-SGT/ANEEL, foi considerado
que a transmissora teria o direito a receber o valor de R$ 730.290,41 ao invés de R$ 742.634,03, que a
recorrente considera correto.
45. Primeiramente, esclarecemos que os valores apresentados na referida planilha estão na
referência junho de 2019, apenas o resultado está na referência de junho de 2020. Isto posto, informamos
que reanalisamos os cálculos e nenhum erro foi identificado. Porém, foi possível reproduzir o valor
solicitado pela recorrente atualizando os valores referente a abril de 2020 para junho de 2020, o que
fazemos apenas ao final do cálculo e, considerando quatro dias de operação comercial dos módulos que
entraram em 26/04/2020, o que está errado, são cinco dias de operação comercial.
46. Assim, esse pleito deve ser indeferido.
III.1.7 – Pedido de Reconsideração interposto pela Celesc D
47. A Celesc apontou um erro na planilha de cálculo da PA Outros Ajustes relativo à
descontratação na subestação Blumenau. De fato, houve um erro no preenchimento da data de início do
cálculo, e o valor correto da PA Outros Ajustes referente a essa descontratação é de R$ 961.379,21, a ser
devolvido pela CGT Eletrosul à Celesc durante o ciclo 2020-2021, ao invés de R$ 955.521,28. Dessa forma,
entendemos que o pleito deve ser deferido.
48. A concessionária também informou sobre a transferência da linha LT 138 kV Biguaçu/
Florianópolis C1 e C2 da CGT Eletrosul para a Celesc, em 30/11/2019, e solicitou que fosse calculada
parcela de ajuste. Ocorre que, conforme também informado pela Celesc, o 4º Termo Aditivo ao Contrato
de Conexão – CCT de Nº 1101150011, de acordo entre as partes, foi assinado no mês de julho de 2020,
ou seja, na vigência do ciclo 2020-2021. Assim, entendemos que não há de se calcular parcela de ajuste
neste momento, mas no processo de reajuste da RAP do 2021-2022, sendo o pleito parcialmente deferido,
visto que concordamos com a necessidade do cálculo da parcela de ajuste, mas não no âmbito da análise
do presente pedido de reconsideração.
49. Por fim, a Celesc aponta que a lista de módulos apresentada no anexo da Nota Técnica nº
119/2020-SGT/ANEEL não a relacionou como a usuária de alguns módulos pertencentes à Transmissora
Vale do Itajaí, dos quais ela é usuária exclusiva, e assim solicita sua retificação. A lista de módulos foi
corrigida colocando a Celesc como usuária exclusiva e, dessa forma, o pleito foi acatado. Ressalta-se que
esses módulos ainda não estão operação comercial, e assim não há efeitos financeiros.
III.1.8 – Pedido de Reconsideração interposto pela Celg-GT
III.1.8.1 – Parcela de Ajuste – TLP Não devido
50. A Celg-GT alegou em seu pedido de reconsideração que a data de entrada em operação

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
comercial do TR 230/138 kV, autorizado pela Resolução Autorizativa nº 5.444, de 2015, na subestação
Firminópolis, foi 24/10/2019 e não 18/10/2019. Assim, a Celg-GT solicita a retificação da parcela de ajuste
referente ao desconto das instalações que entraram em operação comercial com pendência não
impeditiva própria.
51. A alegação da Celg-GT se baseou numa informação que consta no Termo de Liberação
Definitivo (TLD) TLDONS/75/3/2020, emitido pelo ONS, e que traz, equivocadamente, a informação de
que no Termo de Liberação Provisório (TLP) TLPONS/205/10/2020, a data de entrada em operação
comercial foi 24/10/2019. Porém, esse TLD foi revisto pelo ONS e a data de entrada em operação
comercial com pendências foi retificada para 18/10/2019. Dessa forma, este pleito deve ser indeferido.
III.1.8.2 – Parcela de Ajuste – Equipamentos retirados de operação
52. A Celg-GT se posiciona contrariamente à exclusão da parcela de O&M relativa à Portaria nº
579, de 2012, de módulos que foram substituídos. Resumidamente, a transmissora argumenta que falta
proporcionalidade entre os custos operacionais do equipamento desativado e seu substituto, bem como,
que a estimativa da parcela cancelada não guarda relação direta com a realidade da concessionária.
53. Entendemos que, conforme consta no Submódulo 9.7 do Proret, o equipamento que foi
retirado de operação comercial deve ter sua receita cancelada. No caso de substituições é considerada
uma parcela de O&M para o novo equipamento e, caso não houvesse o cancelamento do O&M do
equipamento substituído, o consumidor estaria pagando custos operacionais de um mesmo serviço em
duplicidade.
54. Além disso, a nova receita autorizada é provisória. A receita definitiva é estabelecida na
revisão e os custos operacionais tanto da base blindada (RBSE/RPC), quanto da base incremental
(RBNI/RCDM) são calculadas com base no modelo DEA e a receita da base incremental retroage até a data
de entrada em operação comercial.
55. Por esses motivos, entendemos que esse pleito deve ser indeferido.
III.1.8.3 – Reforços autorizados sem RAP prévia
56. A Celg-GT solicita o cancelamento do reconhecimento de seis transformadores de corrente
– TC em 230 kV da Resolução Autorizativa nº 7.761, de 2019, relativo à edificação Parnaíba, sob a
justificativa de que nas Resoluções Autorizativas nº 4.891, de 2014, e nº 7.761, de 2019, há sobreposição
dos referidos TC e, a alteração do valor dos investimentos considerados para o cálculo da receita da
Resolução Autorizativa nº 7.761, de 2019, relativo à edificação de Itapaci, sob a justificativa de que os
valores considerados são inferiores ao do Simulador Banco de Preços ANEEL.
57. A transmissora também apresenta uma lista de empreendimentos que não tiveram receita
reconhecida na Resolução Homologatória nº 2.724, de 2020, e solicita o reconhecimento dessas receitas.
58. Por se tratar de processo conduzido pela SCT solicitamos seu posicionamento, que foi dado

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
por meio do Memorando nº 029/2021-SCT/ANEEL17:
"Analisando preliminarmente os pleitos destacados pela SGT referentes aos
reforços de pequeno porte do reajuste tarifário do ciclo 2020-2021, observamos
que os mesmos também foram realizados no âmbito do Processo nº
48500.006834/2019-32, ou seja, há uma repetição dos peitos apresentados pelas
transmissoras nos processos da SCT e da SGT. Por parte da SCT, está em instrução
a análise dos Pedidos de Reconsideração interpostos contra a Resolução
Homologatória nº 2.724, de 2020. Assim, os pleitos que foram repetidos nos dois
processos serão devidamente analisados pela SCT no âmbito da instrução do
Processo nº 48500.006834/2019-32."
59. Dessa forma, esses pleitos já estão sendo analisados pela SCT e, portanto, devem ser
indeferidos nesse processo. Porém, caso a análise conduzida pela SCT indique alguma alteração, essas
deverão ser incorporadas no processo subsequente de reajuste da RAP.
III.1.9 – Pedido de Reconsideração interposto pela Cemig-GT
III.1.9.1 – RAP das RBNIA que entraram em operação comercial durante o ciclo 2019-2020
60. A Cemig-GT apresentou uma lista de 22 obras que entraram em operação comercial
durante o ciclo 2019-2020, com os Termos de Liberação – TL devidamente emitidos pelo ONS, e foram
consideradas com receitas previstas no ciclo 2020-2021.
61. Das receitas dessas 22 obras, 21 delas já haviam sido retificadas com a publicação do
Despacho nº 3.219, de 2020, que retificou a Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, conforme
detalhado na Nota Técnica nº 189/2020-SGT/ANEEL. Restando ainda considerar a receita referente a
adequação das entradas de linhas (138 kV – BD5) vão 4K, Saída 5, autorizada pela Resolução
Homologatória nº 5.596, de 2015, na subestação Neves 1.
62. Conforme consta no TL DITTLDONS/42/4/2020, essa instalação entrou em operação
comercial em 09/03/2020, tendo a Cemig-GT razão em seu pleito e o direito de receber a parcela de RAP
referente a esta instalação no valor de R$ 248.692,45, a preços de junho de 2020.
63. Dessa forma esse pleito da Cemig-GT deve ser deferido.
III.1.9.2 – Valoração da parcela de O&M das RAP dos equipamentos retirados de operação
64. A Cemig-GT requer que o valor da parcela de receita de O&M relativa à Portaria nº 579, de
2012, de módulos que foram substituídos seja calculada pelo benchmarking e rateada pelo VNR ou invés
de considerar o modelo DEA. Isso, por considerar que os valores são mais aderentes ao valor de O&M
considerados nas RAP provisórias das resoluções autorizativas dos equipamentos substitutos.
17
SIC nº 48526.000637/2021-00

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
65. Conforme já mencionado anteriormente nesta nota técnica, a nova receita autorizada é
provisória, a receita definitiva é estabelecida na revisão e os custos operacionais tanto da base blindada
(RBSE/RPC), quanto da base incremental (RBNI/RCDM) são calculadas com base no modelo DEA e a receita
da base incremental retroage até a data de entrada em operação comercial.
66. Dessa forma, entendemos que esse pleito deve ser indeferido.
III.1.9.3 – Anuidade de melhorias do ciclo 2020-2021
67. A Cemig-GT apontou erro e solicitou a retificação do cálculo das parcelas de anuidades de
melhorias de pequeno porte de forma a considerar o pagamento integral no ciclo 2020-2021.
68. A análise dos recursos interpostos contra a revisão da RAP da Cemig-GT (Processo nº
48500.000751/2019-30) tiveram seus efeitos considerados nesta análise, conforme seção III.2.2 desta
nota técnica. Assim, o valor relativo à anuidade das melhorias de pequeno porte foi alterado e aqui
considerados conforme decisão da diretoria da ANEEL. Dessa forma, esse pleito perdeu seu objeto.
III.1.9.4 – Anuidade de melhorias do período de fevereiro a junho de 2018
69. A Cemig-GT alega que com a alteração do regramento para o cálculo de valores das parcelas
de RAP referentes às melhorias após a publicação da Resolução Normativa nº 880, de 2020, não foi
estabelecida cobertura para melhorias que entraram em operação no período de fevereiro a junho de
2018. E assim, solicitou uma PA referente à Anuidade Melhorias para este período.
70. Em resposta à consulta realizada pela SGT, a SCT por meio do Memorando nº 029/2021SCT/ANEEL18, informou que:
"Quanto aos pleitos relativos ao reconhecimento de receitas para as melhorias que
entraram em operação no primeiro semestre de 2018, entendemos que já foram
devidamente atendidos ao ser aplicada a nova metodologia de estabelecimento
de receitas para as melhorias de pequeno porte preconizada na Resolução
Normativa n° 880, de 2020, com a antecipação da metade da anuidade prevista
no item 8 do Submódulo 9.1 do PRORET para todas as transmissoras prorrogadas
, conforme consta da instrução realizada por meio da Nota Técnica nº 360/2020 –
SCT/ANEEL (SIC nº 48526.003297/2020-00)."
71. Assim, esse pleito da Cemig-GT deve ser indeferido.
III.1.9.5 – Retificação da PA Apuração
72. A Cemig-GT apontou erro na PA Apuração da Rede Básica para as receitas do tipo RBNIA
que entraram em operação durante o ciclo 2019-2020 e que o valor de receita que teria direito de junho
de 2019 a maio de 2020 para esse tipo de receita é da ordem de R$ 6.020.000,00. Realmente houve um
18
SIC nº 48526.000637/2021-00

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
erro que foi retificado com a emissão do Despacho nº 3.219, de 2020, contudo, o valor correto que a
transmissora deveria ter recebido relativo às RBNIA que entraram em operação no ciclo 2019-2020 é de
R$ 5.974.190,03.
73. Dessa forma, esse pleito da Cemig-GT deve ser parcialmente deferido.
74. Também foi apontado erro na PA Apuração da Rede Básica de Fronteira referente aos
grupos de fronteira BARBACENA 2-345/138 kV, IPATINGA 1-230/161 kV, ITABIRA 2-230/69 kV, NEVES 1500/138 kV e S. G. DO PARA-500/138 kV.
75. Em relação ao grupo de fronteira S. G. DO PARA-500/138 kV, instalações que já estavam
em operação comercial foram consideradas como previstas, o que afetou o cálculo da PA Apuração
relativa a esse grupo de fronteira. Esse erro foi corrigido com a emissão do Despacho nº 3.219, de 2020.
76. Nos grupos BARBACENA 2-345/138 kV, IPATINGA 1-230/161 kV, ITABIRA 2-230/69 kV e
NEVES 1-500/138 kV, ocorreu que algumas receitas que deveriam estar associadas a esses grupos no Siget,
não estavam, inclusive algumas receitas do tipo RBSE, o que causou uma falha no cálculo da PA Apuração.
77. Dessa forma, os erros que ainda não haviam sido retificados foram corrigidos e as PA
Apuração desses grupos de fronteira recalculadas.
78. Pelo exposto, esse pleito da Cemig-GT deve ser acatado.
III.1.10 – Pedido de Reconsideração interposto pela Eletronorte
III.1.10.1 – Anuidade de Melhorias de Pequeno Porte
79. A Eletronorte apontou erro e solicitou a retificação do cálculo das parcelas de anuidades
de melhorias de pequeno porte do Contrato de Concessão nº 058/2001, de forma a considerar o
pagamento do valor de R$10.999.662,68, a preços de junho de 2020, por ciclo.
80. A análise dos recursos interpostos contra da revisão da RAP da Eletronorte (Processo nº
48500.000747/2019-71) tiveram seus efeitos considerados nesta análise, conforme seção III.2.2 desta
nota técnica. Assim, o valor relativo à anuidade das melhorias de pequeno porte foi alterado e aqui
considerados conforme decisão da diretoria da ANEEL. Dessa forma, esse pleito perdeu seu objeto.
III.1.10.2 – Subestação Miracema - Desativação de Módulo
81. A Eletronorte requer que seja reincluída a RAP do componente econômico da RBSE
(Portaria nº 120/2016) relativo ao módulo MC 500 kV RTB 500 kV 136 MVAr MIRACEMA RT3 TO, que foi
desativado. A transmissora argumenta que a substituição do módulo se deu por uma necessidade
sistêmica definida pelo planejamento setorial.
82. Apesar da argumentação da Eletronorte, consta no Submódulo 9.7 do Proret que o
equipamento que foi retirado de operação comercial deve ter sua receita cancelada, por esse motivo,

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
entendemos que esse pleito deve ser indeferido.
III.1.10.3 – Subestação Coletora Porto Velho – Retificação da Parcela de Ajuste
83. A Eletronorte (Contrato de Concessão nº 012/2009) requer que não seja aplicada a parcela
de ajuste relativa à receita do IB 500 kV MG 500 kV COLETORA PORTO VELHO MG2 RO IB2, IdeMdl 21221,
que foi publicada em duplicidade no Despacho nº 1.355, de 22/05/2020. A Eletronorte argumenta que
pela data de publicação do referido despacho, ela não recebeu a parcela de RAP desse período. Embora
essa argumentação não esteja completamente correta, verificamos que essa parcela de receita duplicada
não foi incluída no Anexo I do Despacho nº 1.355, de 2020, e nem na PA Apuração de Rede Básica e,
portando, a Eletronorte não recebeu esse valor e, assim, esse pleito deve ser acatado.
III.1.10.4 – LT 138 kV Jorge Teixeira-Lechuga C3 e SE Jorge Teixeira – Custos de Desativação
84. A Eletronorte (Contrato de Concessão nº 014/2012) solicitou homologação de RAP
associada aos custos de desativação de ativos de 138 kV que viabilizaram a operação da LT 230 kV JORGE
TEIXEIRA /LECHUGA C-3 AM em 138 kV.
85. Entendemos que o reajuste anual das RAP não é o meio adequado para esta solicitação,
que deveria ter sido realizada junto à SCT para ser tratada em processo específico. Porém, encaminhamos
a solicitação à SCT que, por meio do Memorando nº 029/2021-SCT/ANEEL, informou que:
"Quanto ao pleito da Eletronorte para estabelecimento de receita adicional para
desativação dos ativos que foram implantados para viabilizar a operação em 138
kV da LT 230 kV Jorge Teixeira – Lechuga C3, entendemos que não há base legal
para estabelecimento desta receita, uma vez que essa obra não foi consolidada
pelo planejamento."
86. Dessa forma, esse pleito deve ser indeferido.
III.1.10.5 – DIT de Uso Exclusivo da Equatorial Pará
87. No ciclo 2020-2021 foram canceladas receitas de alguns módulos da Eletronorte (Contrato
de Concessão nº 058/2001) nas subestações Altamira, Cametá, Guamá, Marabá, Tucuruí e Tucuruí. Essas
receitas foram canceladas devido ao fato de que, no processo tarifário de 2019 da Equatorial Pará (antiga
Celpa), a Eletronorte informou19 que essas instalações estariam fora de operação.
88. Porém, no pedido de reconsideração apresentado pela Eletronorte face a Resolução
Homologatória nº 2.725, de 2020, a transmissora informou sobre a carta CE-CRR-0132/201920, de
29/07/2020, na qual esclarece que os módulos de Marabá e Tucuruí, embora a distribuidora não esteja
utilizando, eles continuam disponíveis para conexão da Equatorial Pará e que não foi formalizada a
descontratação desses módulos. Informa também que os demais foram descomissionados.
19 Carta CE-CRR-0102/2019, de 07/06/2019, SIC nº 48513.021079/2019-00
20
SIC nº 48513.023690/2019-00

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
89. Com isso, a Eletronorte solicita que, até que a distribuidora formalize a desativação dos
módulos de Marabá e Tucuruí, a parcela de RAP dessas instalações seja mantida. Quanto aos módulos
que foram descomissionados, a Eletronorte solicita a manutenção do Componente Econômico da RBSE
(Portaria nº 120/2016) e, que sejam homologadas parcelas de RAP adicionais referentes aos custos de
desativação.
90. Entendemos ser razoável o retorna das parcelas de RAP referentes aos módulos ainda
disponibilizados para distribuidora até a formalização da descontratação, visto que o modelo de
remuneração da transmissão é por disponibilidade, mesmo que distribuidora não esteja fazendo uso.
Ressaltando que a distribuidora não poderá repassar essa parcela aos seus consumidores, conforme
regulamentação vigente.
91. Assim, esse pleito deve ser deferido e, eventuais ajustes realizados no reajuste da RAP
subsequente a formalização da descontração.
92. Quanto à solicitação de se manter o Componente Econômico da RBSE dos módulos
desativados, entendemos que, conforme consta no Submódulo 9.7 do Proret, o equipamento que foi
retirado de operação comercial deve ter sua receita cancelada. Assim, esse pleito deve ser indeferido.
93. Por fim, quanto à solicitação de receita referente aos custos de desativação, entendemos
que o reajuste anual das RAP não é o meio adequado para esta solicitação, que deve ser realizada junto à
SCT e que deve ser tratada em processo específico. Dessa forma, esse pleito deve ser indeferido.
III.1.11 – Pedido de Reconsideração interposto pela CGT Eletrosul
III.1.11.1 – Alteração do status de obras para "Em Operação"
94. A CGT Eletrosul solicitou que alguns módulos de uso exclusivo da Celesc, que constam na
planilha "Lista de Módulos" e que estão com "Situação do Módulo" como "Reforço em execução", sejam
alterados, de modo que a "Situação do Módulo" passe a ser "Em operação".
95. Primeiramente, cabe informar que a "Lista de Módulos" não faz parte da Resolução
Homologatória nº 2.725, de 2020, e sim do Anexo X da Nota Técnica nº 119/2020-SGT/ANEEL, que instruiu
o processo de reajuste da RAP para o ciclo 2020-2021. Isto posto, esclarecemos que a informação "Reforço
em execução" contida na coluna "Situação do Módulo" indica que existe um reforço nesse módulo e que
a obra já se iniciou, e não significa que o módulo não esteja em operação comercial. A situação "Ativa" na
coluna "Situação da RAP" é que indica se a instalação está em operação comercial, que é a condição para
o recebimento da RAP.
96. Pelo exposto, o pleito deve ser indeferido, porém, por entender que essa informação não
é relevante neste processo e pode gerar dúvidas nos agentes, ela será suprimida.

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
III.1.11.2 – Alteração do nome da concessionária
97. A CGT Eletrosul informou que a concessionária equiparada pela Portaria MME nº 624/2020
apresenta, na "Lista de Módulos", nome distinto das demais concessões da empresa, sendo que ela
também foi objeto de solicitação de alteração de titularidade em face da incorporação da Eletrosul pela
CGT Eletrosul, anuída conforme os Despachos ANEEL nº 2.375/2019 e nº 3.573/2019.
98. Dessa forma, a transmissora solicita a alteração do nome de "Eletrosul" para "CGT
Eletrosul", o que entendemos ser correto e, assim esse pleito deve ser deferido.
III.1.11.3 – Ativos não contemplados na Base de Remuneração Regulatória – BRR
99. A transmissora solicitou que fossem estabelecidas parcelas de RAP para a base de ativos
extrapatrimonial, o que incluiria as melhorias que entraram em operação comercial no primeiro semestre
de 2018.
100. Os processos de emissão de resoluções autorizativas para estabelecimento de RAP é de
competência da SCT, porém seus efeitos se materializam no processo de reajuste da RAP. Dessa forma,
solicitamos à SCT posicionamento quanto ao pleito, cuja resposta, encaminhada por meio do Memorando
029/2021-SCT/ANEEL21,
nº informa que:
"4. Quanto aos pleitos relativos ao reconhecimento de receitas para as
melhorias que entraram em operação no primeiro semestre de 2018, entendemos
que já foram devidamente atendidos ao ser aplicada a nova metodologia de
estabelecimento de receitas para as melhorias de pequeno porte preconizada na
Resolução Normativa n° 880, de 2020, com a antecipação da metade da anuidade
prevista no item 8 do Submódulo 9.1 do PRORET para todas as transmissoras
prorrogadas , conforme consta da instrução realizada por meio da Nota Técnica nº
360/2020 – SCT/ANEEL (SIC nº 48526.003297/2020-00).
5. Para as melhorias de pequeno porte que entraram em operação até 31 de
dezembro de 2017 e que não tiveram a receita estabelecida nos reajustes anuais
de receita ocorridos até julho de 2018, esclarecemos que a Nota Técnica nº
360/2020 – SCT/ANEEL também já endereçou que estas melhorias deverão entrar
no escopo da análise a ser realizada na revisão de 2023, uma vez que não
atenderam aos critérios para a inclusão de ativos na Base de Remuneração
Regulatória da revisão periódica de 2018."
101. Assim, esse pleito deve ser indeferido. Porém, qualquer análise futura realizada pela SCT
que altere as receitas será considerada no processo de reajuste da RAP subsequente.
21
SIC nº 48526.000637/2021-00

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
III.1.11.4 –Subestações Salto Osório e Passo Fundo
102. A CGT Eletrosul requer que a receita dos custos operacionais associada à Portaria nº 579,
de 2012, cancelada para os módulos descontratados das subestações Salto Osório e Passo fundo, seja
DEA22.
calculada com base nos pesos atribuídos pelo modelo
103. Inicialmente, cabe esclarecer que, embora o cancelamento das receitas relativas aos
módulos EL 13,8 kV PASSO FUNDO DIST1, EL 13,8 kV S. OSORIO DIST3 e EL 13,8 kV S. OSORIO DIST2,
tenha sido informado na Nota Técnica nº 119/2020-SGT/ANEEL, ao analisar o presente pedido de
reconsideração, verificamos que houve uma falha no processamento do reajuste e essas parcelas de
receita não foram, de fato, canceladas. Isso pode ser observado visto que não houve redução da receita
das RPC relativas à Portaria nº 579, de 2020, e do componente financeiro referente à Portaria nº 120, de
2016, publicada pela Resolução Homologatória nº 2.716, de 2020, antes da análise de qualquer recurso.
Além disso, as receitas relativas à Portaria nº 579, de 2020, desses módulos foram listadas na planilha
eletrônica "Lista de Módulos.xlsx", disponibilizada no Anexo X da Nota Técnica nº 119/2020-SGT/ANEEL.
Quanto à receita relativa ao componente financeiro da Portaria nº 120, de 2016, ela não foi publicada na
"Lista de Módulos.xlsx", mas seu valor foi rateado entre os demais módulos.
104. Os montantes dos custos operacionais a serem recebidos pelas concessionárias que
tiveram seus contratos de concessão prorrogados são calculados com base no modelo DEA e,
posteriormente, esse montante é rateado pelos módulos de cada contrato de concessão com base no
VNR. Portanto, para fins de rateio, o valor de custo operacional associado a cada módulo não
corresponde, necessariamente, ao valor de custo operacional correspondente àquele módulo calculado
por meio do modelo DEA. Porém, com a publicação do "Anexo III: Custo Unitário de cada produto por
concessionária" do Submódulo 9.1 do PRORET, aprovado pela REN nº 880, de 2020, é possível estimar de
forma mais precisa, o valor do custo operacional associado a cada equipamento, conforme resultado
obtido a partir do modelo DEA.
105. Dessa forma, entendemos ser correto o pleito da CGT Eletrosul e este deve ser deferido.
III.1.11.5 – Subestação Blumenau
106. A CGT Eletrosul requer que a receita dos custos operacionais associada à Portaria nº 579,
de 2012, cancelada para os módulos descontratados na subestação Blumenau, seja calculada com base
nos pesos atribuídos pelo modelo DEA e, que seja calculado o valor da receita referente ao componente
financeiro da Portaria nº 120, de 2016, que incidiria sobre essas instalações até junho de 2025 e que o
respectivo valor seja pago, de forma antecipada, por meio de parcela única, a ser quitado pela
distribuidora usuária dessas instalações.
107. Esclarecemos que, embora o cancelamento das receitas relativas aos módulos EL 138 kV
BLUMENAU LT 138 kV TIMBO /BLUMENAU C-1 SC, EL 138 kV BLUMENAU LT 138 kV RIO DO SUL
/BLUMENAU C-1 SC , EL 138 kV BLUMENAU LT 138 kV BLUMENAU GAR /BLUMENAU C-2 SC e EL 138 kV
BLUMENAU LT 138 kV BLUMENAU GAR /BLUMENAU C-1 SC tenha sido informado na Nota Técnica nº
22
Data Envelopment Analysis

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
119/2020-SGT/ANEEL, e sido suprimida da planilha eletrônica "Lista de Módulos.xlsx" disponibilizada no
Anexo X da Nota Técnica nº 119/2020-SGT/ANEEL, identificamos na análise do presente pedido de
reconsideração que as parcelas de RAP da RPC relativas à Portaria nº 579, de 2020, não foram canceladas.
Isso pode ser observado visto que não houve redução da receita da RPC relativas à Portaria nº 579, de
2020. Quanto à receita relativa ao componente financeiro da Portaria nº 120, de 2016, ela não foi
publicada na "Lista de Módulos.xlsx", mas seu valor foi rateado entre os demais módulos.
108. Assim, conforme explicado na seção anterior, no caso das subestações Passo Fundo e Salto
Osório, entendemos que a concessionária está correta em solicitar que o cancelamento da receita leve
em consideração os pesos atribuídos pelo modelo DEA.
109. Em relação ao componente financeiro da Portaria nº 120, de 2016, discordamos do pedido
da transmissora em receber todo valor em parcela única, o que, em última instância, seria atribuir ao
consumidor final da distribuidora o ônus de pagamento de uma só vez. Além disso, como esse valor foi
rateado pelos demais módulos, não há qualquer prejuízo para transmissora que receberá todo
pagamento conforme incialmente previsto.
110. Pelo exposto, entendemos que o pleito da transmissora deve ser parcialmente deferido.
III.1.11.6 – Parcelas de Ajustes - Contrato de Concessão n° 057/2001
111. A CGT Eletrosul alega a existência de divergência na atualização na PA Apuração que foi de
2,60% ao invés do IPCA de aproximados 1,87%, e solicita sua alteração.
112. Esclarecemos que a PA Apuração abrange o período de 01/06/2019 até 31/05/2020, sendo
que o mês de junho de 2019 é último mês do ciclo 2018-2019 e a receita relativa a esse mês está na
referência de junho de 2018. Para os demais meses, a referência é junho de 2019.
113. Dessa forma, para atualização dos valores de junho de 2018 para junho de 2020 aplica-se
o IPCA do período, que são de exatos 6,623455092549% e, para os demais meses, de 1,87772716375%
que irão resultar nos 2,60% questionados pela transmissora. Restando claro que não há erro, este pleito
deve ser indeferido.
114. A transmissora também apontou que duas PA Outros Ajustes relativas aos grupos GRP LT
69 kV LAJEADO 1 - CERTEL e GRP LT 69 kV LAJEADO 1 - RGE SUL foram equivocadamente associadas à CGT
Eletrosul ao invés de serem associadas ao Contrato de Concessão nº 055/2001 da CEEE-GT. E dessa forma,
solicita que as referidas PA sejam corretamente associadas à CEEE-GT.
115. De fato, ocorreu esse equívoco e o pleito deve ser deferido.
III.1.11.7 – Contrato de Concessão n° 057/2001
116. A CGT Eletrosul informou que as receitas relativas à Portaria nº 120, de 2012, e Portaria nº
120, de 2016, do módulo, do módulo LT 230 kV CASCAVEL OEST /GUAIRA C-1 foram excluídas sem motivo
aparente e solicita que elas retornem.

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
117. De fato, verificamos que um erro de cadastro no Siget fez com que essas receitas
desaparecessem, assim o pleito da transmissora deve ser deferido.
III.1.11.8 – Efeitos da REH 2.716/2020
118. A CGT Eletrosul apresentou sua discordância quanto aos efeitos da Resolução
Homologatória nº 2.716, de 2020, e, citando a redução de sua RAP, solicita a concessão de efeito
suspensivo parcial no que tange à parcela de CAOM da RAP.
119. Entendemos que a solicitação foge do escopo desse processo e que a mesma deve ser
tratada no âmbito do processo da revisão, Processo nº 48500.000746/2019-27, no qual esse pedido
também foi apresentado. Assim, qualquer alteração no âmbito do processo de revisão terá seus efeitos
refletidos no processo de estabelecimento da RAP.
III.1.12 – Pedido de Reconsideração interposto pela CEEE-GT
III.1.12.1 – Parcela de Ajuste de reforços de pequeno porte
120. A CEEE-GT requer a inclusão no Anexo VI da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020,
do valor de R$ 100.486,03 relativo à PA de Instalações estabelecidas sem RAP Prévia do grupo pagador
SANTA ROSA 1 - 230/69 kV, alegando que, embora os cálculos tenham sido apresentados, esse valor não
foi incluído para recebimento da CEEE-GT.
121. De fato, esse valor deveria ter sido refletido na Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020,
o que não ocorreu. Assim, esse pleito deve ser deferido.
III.1.12.2 – Estabelecimento de receita para manutenção de equipamento retirado de operação (TR
230/69 kV Garibaldi 1 TR1 RS)
122. Por meio da Resolução Autorizativa nº 6.058, de 2016, a ANEEL autorizou a substituição,
na subestação Garibaldi 1, do transformador TR1 230/69 kV de 83 MVA por outro de 165 MVA, sob
responsabilidade da CEEE-GT. Essa obra entrou em operação comercial na data de 02/12/2019, conforme
consta no termo de liberação TLPONS/213/12/2019TLD emitido pelo ONS e encaminhando à SFE por meio
de correio eletrônico em 05/12/2019.
123. Dessa forma, em conformidade com o Submódulo 9.7 do Proret, a parcela de receita da
Portaria MME nº 579, de 2012, associada ao equipamento substituído foi cancelada e subtraída da parcela
de RAP total recebida pela concessionária.
124. Esse tratamento é o mesmo que foi dado no ciclo 2019-2020 ao transformador TR2 230/69
kV, da mesma subestação e que foi autorizado pela mesma Resolução Autorizativa nº 6.058, de 2016, e
que na ocasião também foi objeto de recurso semelhante ao apresentado agora.
125. A transmissora alega que o referido transformador poderia ser reutilizado, pois o
equipamento possui vida útil remanescente e, sendo assim, poderia permanecer disponível ao Sistema

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
Interligado Nacional – SIN. Sendo assim, em conformidade com o item 24 do Submódulo 9.7 do Proret,
transcrito abaixo, a concessionária solicita estabelecimento de parcela adicional de RAP para manutenção
do equipamento substituído.
"24. Em se tratando de equipamento substituído com possibilidade de
reutilização, será estabelecida parcela de RAP para sua manutenção pela
concessionária responsável enquanto fora de operação".
126. A transmissora ainda alega não possuir uma definição quanto à destinação dos
equipamentos que tiveram a RAP cancelada no ciclo passado e que permanece suportando os custos de
manutenção com os equipamentos sem o devido reconhecimento de receita. Assim, ela solicita o
reestabelecimento da RAP referente ao TR 230/69 kV GARIBALDI TR2 RS e a manutenção da receita
referente ao TR 230/69 kV GARIBALDI 1 TR1 RS.
127. Conforme já mencionado, o cancelamento das parcelas de RAP de equipamentos retirados
de operação está de acordo com o que consta no Submódulo 9.7 do Proret. Portanto, não há que se falar
no restabelecimento ou manutenção das receitas dos transformadores substituídos na subestação
Garibaldi 1.
128. Além disso, o estabelecimento de parcela adicional de RAP para o caso em questão é
competência da SCT, devendo a transmissora solicitar àquela superintendência abertura de processo
específico para tratamento do caso.
129. Dessa forma, eventuais alterações realizadas pela SCT serão consideradas no processo de
reajuste da RAP subsequente.
130. Diante do exposto, por não fazer parte do escopo, o pleito da concessionária deve ser
indeferido neste processo de reajuste da RAP.
III.1.12.3 – Receita do módulo IB 230 kV MG 230 kV Porto Alegre 9 MG1 RS IB1
131. A CEEE-GT informou que houve exclusão da RAP referente ao módulo IB 230 kV MG 230 kV
PORTO ALEGRE 9 MG1 RS IB1 (IdeMdl= 20726 e IdeRct= 100409), que não deveria ter ocorrido, e solicitou
o restabelecimento da parcela de RAP.
132. De fato, um erro de cadastro no Siget fez com que essa receita fosse indevidamente
excluída, assim o pleito da transmissora deve ser deferido.
III.1.12.4 – Transferência para a CEEE-GT de instalações associadas ao sistema de transmissão associada
à UTE Uruguaiana (Processo ANEEL nº 48500.005499/2012-00)
133. A SCT, por meio do Memorando nº 096/2020-SCT/ANEEL23, informou sobre uma parcela
de ajuste de R$ 8.809.552,02, a preços de junho de 2019, referente à transferência de instalações da UTE
23
SIC nº 48526.002649/2020-00

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
Uruguaiana para CEEE-GT, que deveria ser considerada no ciclo 2020-2021, que atualizado para junho de
2020, resultou numa PA de R$ 8.974.971,37.
134. Então, incialmente, a CEEE-GT informou que houve um erro no valor informado para SGT e
que a PA seria de R$ 1.809.552,02 ao invés de R$ 8.809.552,02, na referência junho de 2019.
135. Consultada, a SCT informou por meio do Memorando nº 049/2021-SCT/ANEEL24 que
realmente o valor correto é R$ 1.809.552,02, a preços de 2019, o que confirma o apontamento da CEEEGT. Assim, será realizada a correção apontada pela CEEE-GT e o valor dessa PA alterado para R$
1.843.530,47, na referência junho de 2020.
136. Além disso, a transmissora solicitou tratamento adequado e célere ao pleito contido no
Processo nº 48500.005499/2012-89 que trata da solicitação de RAP retroativa relativa à prestação de
serviços de O&M fornecidos pela CEEE-GT nas instalações transferidas da AES Uruguaiana. Esse assunto
é tratado em outro processo que é de competência da SCT, e por não fazer parte do escopo d do processo
de estabelecimento da RAP para o ciclo 2020-2021, não pode ser aqui atendido.
137. Pelo exposto, o pleito de CEEE-GT deve ser parcialmente deferido.
III.1.13 – Pedido de Reconsideração interposto pela Chesf
III.1.13.1 – Resoluções Homologatórias nº 2.717 e nº 2.724, de 2020
138. A Resolução Homologatória nº 2.717, de 2020, homologou o resultado provisório da
revisão periódica da RAP associada às instalações de transmissão sob responsabilidade da Chesf (Contrato
de Concessão nº 061/2001).
139. A Resolução Homologatória nº 2.724, de 2020, estabeleceu as parcelas de Receita Anual
Permitida referentes aos reforços autorizados sem estabelecimento prévio de receita, nos termos da
Resolução Normativa nº 443/2011, que foram consideradas no ciclo 2020-2021, e alterou a Resolução
Homologatória nº 2.564, de 2019.
140. A Chesf apresentou pedido de reconsideração face as Resoluções Homologatórias nº 2.717
e nº 2.724, de 2020, e requer a análise desses pedidos sejam considerados no reajuste do ciclo 2021-2022.
141. Informamos que, em relação à Resolução Homologatória nº 2.717, de 2020, os recursos
foram deliberados pela Diretoria Colegiada da ANEEL e seus efeitos já estão sendo considerados na
presente análise.
142. Quanto à Resolução Homologatória nº 2.724, de 2020, esclarecemos que o resultado da
análise dos pedidos de reconsideração é de competência da SCT e que nesta nota técnica estão sendo
consideradas as alterações nas receitas e parcelas de ajustes referentes às instalações sem RAP prévia,
24
SIC nº 48526.001051/2021-00

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
conforme Nota Técnica nº 130/2021-SCT/ANEEL25, de 23/03/2021, na qual a SCT analisou os recursos
administrativos interpostos por concessionárias de transmissão de energia elétrica contra a Resolução
Homologatória nº 2.724, de 2020.
III.1.13.2 – ICG Acaraú II
143. A Chesf afirma que o Despacho nº 1.832, de 2018, determinou a quitação de todos os
débitos e inadimplências junto a Chesf, referentes à contratação e uso do sistema de transmissão das
Centrais Eólicas Araras, Garças, Lagoa Seca e Vento do Oeste, em contrapartida ao não cancelamento de
suas outorgas.
144. Salienta ainda que os Processos nº 48500.003287/2010-03, nº 48500.003739/2010-49, nº
48500.003740/2010-73, nº 48500.005469/2010-19, nº 48500.001710/2012-94, nº 48500.001939/201229, nº 48500.001715/2012-17 e nº 48500.002337/2012-99 ainda não foram concluídos.
145. A empresa solicita, então, a definição dos encargos de conexão sobre os custos dos
investimentos, operação e manutenção da referida ICG previstos no Contrato de Concessão nº 021/2010ANEEL. Solicita, também, o recálculo dos encargos de conexão das EOL Coqueiros, EOL Cajucoco e EOL
Atos26
Buriti, com efeitos retroativos à data dos de revogação, no sentido de assegurar o pagamento
integral da parcela de O&M da ICG Acaraú II.
146. Primeiramente, com referência aos processos supracitados cumpre esclarecer que por
meio do Despacho nº 1.832, de 2018, a ANEEL, dentre outros, restaurou a eficácia das outorgas dos
geradores citados e autorizou a transferência do controle societário dessas empresas para Sequoia Capital
Ltda. como alternativa à extinção das outorgas, estabelecendo prazo de 90 dias para sua efetivação. Por
meio do Despacho nº 2.917, de 2018, a ANEEL decidiu prorrogar por mais 90 dias o prazo estabelecido
por meio do Despacho nº 1.832, de 2018.
147. Em 24 de setembro de 2019, foi publicado o Despacho nº 2.610 que decidiu, entre outros:
"(i) Indeferir o Requerimento Administrativo interposto pelas empresas Energimp S.A. e Sequoia Capital
Ltda., com vistas à prorrogação do prazo de 90 (noventa) dias estabelecido pelo Despacho nº 1.832, de
2018, e posteriormente prorrogado pelo Despacho nº 2.917, de 2018; (...) (iii) declarar o não atendimento
à condição de eficácia do Despacho nº 1832, de 2018, em razão da manutenção da inadimplência das
geradoras; (iv) revogar as autorizações concedidas por meio das Portarias MME nºs 563, 566, 605, 745,
de 2010 e nº 183, 140, 226 e 138, de 2012, por meio, respectivamente, das Resoluções Autorizativas nºs
8.222, 8.223, 8.224, 8.225, 8.226, 8.227, 8.228 e 8.229, todas de 24 de setembro de 2019;"(...)
148. As empresas Energimp S.A., Sequoia Capital Ltda. e Rio Energy S.A. entraram com recurso
contra a decisão e os processos encontram-se pendentes de deliberação pela diretoria da ANEEL. Isto
posto, entende-se que as outorgas das Centrais Eólicas Araras, Garças, Lagoa Seca e Vento do Oeste
encontram-se revogadas até o presente momento.
25 SIC nº 48526.001230/2021-00
26 Resoluções Autorizativas nº 8.222, nº 8.223, nº 8.224, nº 8.225, de 24/09/2019

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
149. Em consonância com o entendimento da ANEEL, foram realizados os cálculos dos valores
dos encargos anuais de custeio das ICG, de acordo com o despacho em vigência à cada época, para os
ciclos 2018-2019, 2019-2020, 2020-2021, por meio das Notas Técnicas nº 143/2018-SGT/ANEEL, nº
114/2019-SGT/ANEEL e nº 112/2020-SGT/ANEEL, respectivamente. Então, não cabe definir os encargos
de conexão para as EOLs Araras, Garças, Lagoa Seca e Vento do Oeste para o ciclo 2020-2021, uma vez
que a concessão dessas usinas se encontra revogada. Pelo exposto, o pedido da transmissora deve ser
indeferido.
150. Caberia atualizar o valor do ressarcimento sobre o investimento, o qual já foi calculado no
âmbito dos processos nº 48500.003287/2010-03, nº 48500.003739/2010-49, nº 48500.003740/2010-73,
nº 48500.005469/2010-19, conforme consta na Nota Técnica nº 130/2018-SGT/ANEEL27. Sendo assim,
informa-se que será aberto processo específico para tratar de proposta de ressarcimento em favor da
Chesf, concessionária responsável pela ICG Acaraú II, em razão da extinção das outorgas da Centrais
Geradoras Eólicas Araras, Garças, Lagoa Seca e Vento do Oeste.
151. Quanto ao pedido de recálculo dos encargos de conexão sobre operação e manutenção,
das EOL Coqueiros, EOL Cajucoco e EOL Buriti, com efeitos retroativos à data dos Atos de revogação28 , o
caso foi considerado análogo ao estabelecido na Nota Técnica nº 30/2019-SGT/SRT/ANEEL, referente a
ICG Mossoró IV e o pedido da transmissora foi deferido.
152. Para o cálculo dos encargos de O&M foi considerado o percentual de 2,0%, constante do
Anexo VI do Contrato de Concessão nº 021/2010, aplicado sobre o valor de investimento, calculado pela
Nota Técnica nº 130/2018-SGT/ANEEL, no valor de R$ 22.188.162,32, a preços de junho de 2020, que
monta a uma quantia total de R$ 449.975,93, incluídos encargos setoriais, correspondente à nova receita
que a Chesf terá direito pela operação e manutenção da ICG Acaraú II. Os acessantes restantes e novos
acessantes da ICG Acaraú II irão ratear essa quantia conforme detalhado na Tabela 129.
Tabela 1 – Cálculo do Encargo de ICG
Participação Encargos de

Parcela de O&M Participação O&M ser pago
no Operação e
devida à das Empresas à Transmissora O&M devido à Investimento
pagamento Manutenção

Agente Transmissora por remanescentes pelas Transmissora Atualizado
dos (O&M) com

cada Geradora nos encargos Geradoras
Encargos de encargos

(Ref.: Jun/20) de O&M Remanescentes
ICG (Ref.: Jun/2020) (Ref.: Jun/2020) setoriais
EOL Lagoa
10,48% 47.174,90 - - 0
Seca

EOL Garças 16,13% 72.576,76 - - 0
22.188.162,32 449.975,93

EOL Araras 16,13% 72.576,76 - - 0
EOL Vento
10,48% 47.174,90 - - 0
do Oeste
27 SIC nº 48581.001134/2018
28 Resoluções Autorizativas nº 8.222, nº 8.223, nº 8.224, nº 8.225 de 24/09/2019
29 O cálculo completo encontra-se em planilha anexada à essa nota técnica.

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
Participação Encargos de

Parcela de O&M Participação O&M ser pago
no Operação e
devida à das Empresas à Transmissora O&M devido à Investimento
pagamento Manutenção

Agente Transmissora por remanescentes pelas Transmissora Atualizado
dos (O&M) com

cada Geradora nos encargos Geradoras
Encargos de encargos

(Ref.: Jun/20) de O&M Remanescentes
ICG (Ref.: Jun/2020) (Ref.: Jun/2020) setoriais
EOL

14,52% 65.319,09 31,03% 74.328,62 139.647,70
Coqueiros
EOL

16,13% 72.576,76 34,48% 82.587,35 155.164,11
Cajucoco

EOL Buriti 16,13% 72.576,76 34,48% 82.587,35 155.164,11
TOTAL 100,00% 449.975,93 100,00% 239.503,32 449.975,93
153. Sendo assim, os encargos de conexão referentes ao ciclo tarifário 2020-2021 devidos pelos
usuários da ICG ACARAÚ II, publicados no Anexo III da NT nº 112/2020 – SGT/ANEEL e o Anexo VII da
Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, ficam retificados conforma a Tabela 2:
Tabela 2 – Encargo Acaraú II
EOL Lagoa Seca 0,00 (1)
531.434,88
EOL Cajucoco
EOL Garças 0,00 (1)

CP 001/2009 ACARAÚ II EOL Buriti 531.434,88
EOL Araras 0,00 (1)
EOL Vento do Oeste 0,00 (1)
EOL Coqueiros 478.291,39
154. Desse modo, a transmissora terá direito a uma Parcela de Ajuste para pagamento integral
da parcela de O&M da ICG ACARAÚ II, referente ao ciclo 2020-2021, no valor de R$ 239.503,32.
155. Também deve ser deferido o recálculo dos encargos de conexão das EOL Coqueiros, EOL
Cajucoco e EOL Buriti realizado anteriormente tenha efeitos retroativos à data de publicação das
Resoluções Autorizativas nº 8.222, nº 8.223, nº 8.224, nº 8.225, todas de 2019. Sendo assim, a
transmissora terá direito a um passivo a ser pago em parcela de ajuste para cobrir o valor da parcela de
O&M devida entre 24/09/2019 e 30/06/2020 no valor de R$ 183.619,21.
III.1.13.3 – ICG Mossoró IV
156. A transmissora solicita a definição dos valores pela O&M da ICG Mossoró IV que a Chesf faz
jus e que esta seja calculada com efeitos retroativos à data dos Atos de Revogação30.
157. Por meio das Resoluções Autorizativas nº 6738 e 6690, ambas de 2017, a ANEEL revogou
as autorizações outorgadas às centrais geradoras Famosa I, São Paulo, Pau Brasil e Rosada para
estabelecerem-se como Produtores Independentes de Energia Elétrica – PIE. Tais centrais geradoras
estavam previstas para se conectarem na ICG Mossoró IV.
30 Resolução Autorizativa nº 6.738 e nº 6.690, de 2017.

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
158. No âmbito do processo nº 48500.003048/2018-01, a SGT, por meio da Nota Técnica nº
185/2018-SGT/ANEEL, em atenção à Resolução Normativa nº 320, de 2008, estabeleceu valores para
ressarcimento à Chesf pelas centrais geradoras eólicas Famosa I, São Paulo, Pau Brasil e Rosada em razão
da revogação das respectivas outorgas.
159. O cálculo tem por fundamento o disposto no art. 4º da Resolução Normativa nº 320, de
2008, que dispõe o que segue:
"Art. 4º A licitação poderá ser estabelecida com prazos diferentes de amortização
dos investimentos para as instalações de Rede Básica, ICGs e instalações de
transmissão de interesse exclusivo e caráter individual.
§ 1º Em até 60 dias após a outorga da concessão de serviço público de transmissão,
a central de geração inscrita e habilitada em chamada pública e com conexão à ICG
licitada deverá firmar Contrato de Conexão à Instalação de Transmissão – CCT com
a concessionária de transmissão detentora das instalações, com interveniência do
Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, e Contrato de Uso do Sistema de
Transmissão – CUST com o ONS, devendo encaminhar os contratos à ANEEL para
homologação.
§ 2º O CCT firmado incluirá o custeio das instalações de transmissão de interesse
exclusivo e caráter individual e somente poderá ser encerrado após o ressarcimento
da parcela de investimento de responsabilidade da central de geração à
concessionária de transmissão, descontada a depreciação contábil."
160. Conforme a Nota Técnica nº 185/2018-SGT/ANEEL, para o caso de não execução das
Garantias Pré-Operacionais constantes dos CCT, a SGT concluiu pela necessidade de ressarcimento à
Chesf, pelas centrais geradoras, de um total de R$ 16.394.663,87, a preços de junho de 2020, referente
aos investimentos realizados na construção da SE Mossoró IV. Para o caso de execução das garantias,
considerando-se que o valor das garantias foi atualizado para junho de 2020, o valor de ressarcimento
seria de R$ 11.463.329,07, a preços de junho de 2020.
161. Por meio da Nota Técnica nº 30/2018-SGT/SRT/ANEEL, considerou-se o percentual de 1,8%
de O&M, constante do Anexo V do Contrato de Concessão no 018/2012, aplicado sobre o valor de
investimento, calculado pela Nota Técnica nº 185/2018-SGT/ANEEL, no valor de R$ 16.716.724,15, a
preços de junho de 2020, monta a quantia de R$ 305.113,65, correspondente à nova receita que a Chesf
terá direito pela operação e manutenção da ICG Mossoró IV.
162. Portanto, novos acessantes da ICG Mossoró IV irão ratear tal quantia para compartilhar até
100 MW (atual capacidade da instalação), configurando, de acordo a Nota Técnica nº 30/2018SGT/SRT/ANEEL, essa realidade como "Situação Regulamentar", que se entende ser a atual e em
conformidade com a regulamentação vigente.
163. A Chesf terá direito a um passivo a ser pago para cobrir o valor da parcela de O&M devida

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
referentes aos ciclos 2018-2019, 2019-2020, 2020-2021, no valor de R$ 915.340,95. O valor a ser pago
para cobrir o valor da parcela de O&M devida entre 05/12/2017 e 30/06/2018 já foi coberto nos encargos
de ICG pagos à empresa no Ciclo 2017-2018.
III.1.13.4 – Situação contratual
164. A ICG é regida pela Resolução Normativa nº 320, de 2008 que preconiza que: "§ 2º O CCT
firmado incluirá o custeio das instalações de transmissão de interesse exclusivo e caráter individual e
somente poderá ser encerrado após o ressarcimento da parcela de investimento de responsabilidade da
central de geração à concessionária de transmissão, descontada a depreciação contábil."
165. A empresa Chesf informa que as Centrais Eólicas EOL Lagoa Seca, EOL Vento do Oeste, EOL
Garças e EOL Araras, referentes à ICG Acaraú II, e as Centrais Eólicas EOL Pau Brasil, EOL São Paulo, EOL
Famosa I e EOL Rosada, referentes à ICG Mossoró IV, ainda não ressarciram a Chesf, não tendo dessa
forma seus respectivos CCT rescindidos.
166. Uma vez que o Anexo I da Nota Técnica nº 112/2020-SGT/ANEEL indica que as Centrais
Eólicas supracitadas tiveram seu contrato de conexão rescindidos, esse Anexo será retificado e o termo
rescindido será substituído por "concessão da Geradora revogada", tendo a transmissora seu pedido
deferido.
III.1.13.5 – Usuários da ICG João Câmara III
167. A Chesf identificou uma divergência na denominação de alguns usuários da ICG João
Câmara III, e solicita que no reajuste do ciclo 2021-2022 a denominação dos referidos Usuários,
conectados na ICG João Câmara III, sejam adequados. Foi realizada a conferência da denominação das
geradoras nos sistemas Outorgas e SIGA da ANEEL. O pedido da empresa será deferido para as geradoras:
EOL Dreen São Bento do Norte, EOL Dreen Olho D'agua, EOL Dreen Boa Vista, EOL Eurus IV, EOL Ventos
de São Benedito, EOL Ventos de São Martinho. Quanto às EOL citadas pela Chesf como Ventos de Santa
Mônica e Ventos de Santo Dimas I, a denominação destas consta nos sistemas da ANEEL como Santa
Mônica e Ventos de Santo Dimas respectivamente, o pedido não será acatado e a denominação
continuará a mesma.
III.1.13.6 – Incorporação da Transmissora Delmiro Gouveia – TDG
168. A Chesf informa que concluiu o processo de incorporação da Transmissora Delmiro Gouveia
– TDG (Contrato de Concessão nº 004/2010) e, assim, solicita que todas as informações relativas ao ciclo
2020-2021 não considerem a TDG e sim a Chesf.
169. Informamos que na retificação da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, que foi
realizada por meio do Despacho nº 3.219, de 2020, o Siget havia sido atualizado com a informação da
incorporação da TDG pela Chesf, de forma que as solicitações ora realizadas já foram atendidas. Com isso,
esse pleito da Chesf perdeu objeto.

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
III.1.13.7 – Melhorias sem o estabelecimento prévio de RAP
170. A Chesf alega que não encontrou na Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, os valores
decorrentes das disposições constantes na Nota Técnica nº 360/2020-SCT/ANEEL e nem a antecipação da
metade da anuidade prevista no item 8 do Submódulo 9.1 do Proret.
171. Os valores referentes às melhorias que entraram em operação comercial entre 01/07/2018
a 30/06/2020 já estão consideradas na PA da anuidade de melhorias, e os referentes às que entrarão em
operação comercial entre 01/072020 a 30/06/2021, estão considerados na própria anuidade calculada no
processo31 de revisão periódica de 2018, a vigorar a partir de 01/07/2018, conforme procedimentos
estabelecidos no Submódulo 9.1 do Proret, e em consonância com a metodologia aplicada na Nota
Técnica 150/2019-SRM/SCT/ANEEL.
172. Os valores referentes à antecipação da metade da anuidade prevista no item 8 do
Submódulo 9.1 do Proret foram tratados no âmbito da análise dos recursos da revisão da RAP da Chesf,
Processo nº 48500.000750/2019-95 e seus efeitos considerados nesta análise conforme mencionado na
seção III.2.2 desta nota técnica.
173. Dessa forma, o pleito deve ser parcialmente deferido.
III.1.13.8 – Despacho ANEEL nº 125, de 2020
174. A Chesf solicita que a Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, seja adequada no
sentido de considerar o valor de R$ 103.736,12, a preços de junho de 2019, de que trata o Despacho
ANEEL nº 125, de 2020.
175. Trata-se de decisão acerca do pedido de reconsideração apresentado pela Chesf contra a
Resolução Homologatória nº 2.596, de 2019, que homologou o Reajuste Tarifário Anual de 2019, as Tarifas
de Energia – TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD referentes à Energisa Paraíba
Distribuidora de Energia – EPB, Processo nº 48500.002105/2019-15.
176. Consta no Despacho ANEEL nº 125, de 2020, que deu provimento ao pedido de
reconsideração interposto pela Chesf, em face da Resolução Homologatória nº 2.596, de 2019:
"(i) reconhecer devido à CHESF o valor de R$ 103.736,12 (cento e três mil, setecentos e trinta
e seis reais e doze centavos), a preços de junho de 2019, a ser atualizado pelo IPCA e (ii)
determinar que o referido valor seja considerado nos cálculos do Reajuste Tarifário Anual –
RTA de 2020 da Energisa Paraíba – Distribuidora de Energia S.A – EPB"
177. Ou seja, o valor que se refere a decisão, deve ser considerado no processo tarifário da EPB,
previsto para agosto de 2021, e não no reajuste da RAP como solicitado pela Chesf.
178. Pelo exposto, entendemos que o pelito deve ser indeferido.
31
Processo nº 48500.000750/2019-95

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
III.1.13.9 – Resolução Autorizativa nº 8.784, de 2020
179. Consta na Resolução Autorizativa nº 8.784, de 2020, que revogou a Resolução Autorizativa
nº 5.597, de 2015, que a Chesf (Contrato de Concessão nº 006/2009) deve ser ressarcida pelos custos
incorridos para atendimento a Resolução Autorizativa nº 5.597, de 2015, em um valor de R$ 156.718,50,
a preços de junho de 2018, e pago entre 1º de julho de 2020 e 30 de junho de 2021 por meio de parcela
de ajuste.
180. Porém esse ressarcimento não foi considerado na Resolução Homologatória nº 2.725, de
2020, e dessa forma a Chesf solicitou que tal valor seja considerado.
181. A Chesf está correta em sua solicitação e seu pleito deve ser deferido. Assim, o valor do
ressarcimento que atualizado para referência de junho de 2020, perfaz R$ 167.098,68, será incluído em
sua PA.
III.1.13.10 – Resolução Autorizativa nº 8.451, de 2019
182. A Chesf alega que as alterações na Resolução Autorizativa nº 7.977, de 2019, promovidas
pela Resolução Autorizativa nº 8.451, de 2099, não estão refletidas na Resolução Homologatória n°
2.725/2020, nem na planilha eletrônica "Lista de Módulos.xlsx", disponibilizada no Anexo X da Nota
Técnica nº 119/2020-SGT/ANEEL, e assim solicita alterações.
183. Analisamos os dados disponibilizado e não identificamos as alegações da Chesf, os valores
publicados são os mesmos publicados na Resolução Autorizativa nº 8.451, de 2029. Isso pode ser
observado analisando as receitas uma a uma na planilha "Lista de Módulos.xlsx", filtrando a coluna "Ato
da RAP" por "REA 7977/2019" e comparar as receitas da coluna "RAP no Ato Legal", uma a uma, com a
publicada na Resolução Autorizativa nº 8.451, de 2019.
184. Dessa forma, não há adequações a serem realizadas, e o pleito deve ser indeferido.
III.1.13.11 – Equipamentos retirados de operação durante o ciclo 2019-2020
185. A Chesf discorda do cálculo da PA referente ao O&M (receitas RBSE/RPC) dos
equipamentos retirados durante o ciclo 2019-2020 e que deve ser devolvida no ciclo 2020-2021, que
considerou no cálculo o modelo DEA.
186. De fato, da forma como o cálculo foi realizado, a transmissora teria que devolver um valor
superior ao recebido, o que não seria razoável nesse caso. Assim, foram recalculadas as parcelas de
ajustes referentes às instalações retiradas de operação e o valor total a ser devolvido pela Chesf foi
reduzido de R$ 796.163,17 para R$ 478.418,58, a preços de junho de 2020.
187. No caso específico do TR 69/13,8 kV PIRIPIRI TR6A PI, a Chesf pontua que não foi esse o
equipamento substituído e sim o TR 69/13,8 kV PIRIPIRI TR6A PI, porém salienta que as parcelas de RAP
desses equipamentos são iguais, o que não afetaria a análise, e assim solicita a parcela de ajuste seja

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
alterada para R$ 14.492,48 a ser devolvida.
188. Porém foi observado que para obter esse valor, a Chesf tomou como base para o cálculo a
RAP com referência de preços junho de 2012 (RAP do Ato) ao invés da referência junho de 2019 (RAP do
Ciclo). O valor correto é R$ 22.076,62, a devolver, a preços de junho de 2020.
189. Assim, entendemos que esse pedido deve ser parcialmente deferido.
III.1.13.12 – Módulo de conexão e transformador de aterramento da subestação Cauípe
190. Conforme consta na Nota Técnica nº 119/2020-SGT/ANEEL, no âmbito do processo tarifário
da Companhia Energética do Ceará – Enel CE, a Chesf informou, que os módulos MC 69 kV TT 69/0 kV
CAUIPE TA2 CE e TT 69/0 kV CAUIPE TA2 CE estavam inoperantes desde 22 de fevereiro de 2007. Nessas
condições, as respectivas receitas foram canceladas e calculou-se uma parcela de ajuste a ser devolvida
pela Chesf referente aos últimos 5 anos.
191. Porém, a Chesf alega que "o procedimento que vinha sendo utilizado pela SGT/ANEEL em
situações equivalentes, em Transmissoras que tiveram seus Contratos prorrogados, era excluir as
instalações do rateio da RAP da Portaria MME n° 579, de 2012, e não calcular uma Parcela de Ajuste – PA
a ser paga pela empresa". E assim solicita que o valor da PA seja excluído da Resolução Homologatória nº
2.725, de 2020.
192. Primeiramente, esclarecemos que o procedimento adotado em todos os casos em que é
identificado que uma transmissora recebeu RAP relativa à algum equipamento que não tenha operado
por algum período é o cálculo de PA para devolução dos valores recebidos indevidamente.
193. Uma situação que pode ocorrer é de instalações que estão fora de operação em data
anterior a 31/12/2012 e por algum motivo a instalação entrou no rateio da receita estabelecida pela
Portaria nº 579, de 2012. Nesse caso específico ela já estava desativada e nem deveria ter entrado no
rateio, e que é o caso das instalações agora analisadas. Dessa forma, o pleito da Chesf deve ser deferido.
III.1.13.13 – Contrato de Concessão n° 061/2001 (Receita Portaria nº 579, de 2012)
194. A Chesf alega que a receita relativa à Portaria nº 579, de 2012, está diferente da publicada
na Resolução Homologatória nº 2717, de 2020, que homologou o resultado da revisão da RAP da Chesf.
195. Conforme já mencionado, a análise dos recursos interpostos contra da revisão da RAP da
Chesf (Processo nº 48500.000750/2019-95) tiveram seus efeitos considerados nesta análise, conforme
seção III.2.2 desta nota técnica. Assim, os valores de receita relativos à Portaria nº 579, de 2012, foram
alterados e aqui considerados conforme decisão da diretoria da ANEEL. Dessa forma, esse pleito perdeu
seu objeto.
III.1.14 – Pedido de Reconsideração interposto pela Concen
196. O Concen apresentou em pedido de reconsideração que o Custo Médio de Remuneração

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
dos Ativos – WACC fosse revisado emergencialmente e que seus efeitos fossem aplicados no ciclo 20202021. Resumidamente, o Concen argumenta que a metodologia foi aprovada pela ANEEL por meio da
Resolução Normativa nº 874, de 2020, mas que devido à pandemia de Covid-19 toda "ordem social" foi
transformada e que o WACC aprovado são de situações anteriores à pandemia.
197. Entendemos que o pedido do Concen é relativo a uma revisão da Resolução Normativa nº
874, de 2020, e não propriamente da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, dessa forma, por não
fazer parte do escopo do processo de reajuste esse pleito deve ser indeferido.
III.1.15 – Pedido de Reconsideração interposto pela Copel-GT
198. O pedido de reconsideração apresentado pela Copel-GT, não se trata de um recurso contra
o reajuste da RAP e sim contra a Resolução Homologatória nº 2.715, de 2020, que homologou o resulta
da revisão periódica da Copel-GT.
199. Esse pedido foi tratado no âmbito da análise dos recursos contra a revisão periódica da
Copel-GT, Processo nº 48500.000749/2019-61, e os efeitos da decisão considerados conforme
mencionado na seção III.2.2 desta nota técnica.
III.1.16 – Pedido de Reconsideração interposto pela ISA CTEEP
III.1.16.1 – Anuidade de RAP
200. A CTEEP solicita em seu recurso que o valor da anuidade de RAP Melhorias relativa ao ciclo
2002-2021 seja paga integralmente dentro do próprio ciclo e não parcelada dentro da PA Revisão.
201. Esse pedido foi tratado no âmbito da análise dos recursos contra a revisão periódica da
CTEEP, Processo nº 48500.000748/2019-16, e os efeitos da decisão considerados conforme mencionado
na seção III.2.2 desta nota técnica.
202. A análise dos recursos interpostos contra da revisão da RAP da CTEEP (Processo nº
48500.000748/2019-16) tiveram seus efeitos considerados nesta análise, conforme seção III.2.2 desta
nota técnica. Assim, o valor relativo à anuidade das melhorias de pequeno porte foi alterado e aqui
considerados conforme decisão da diretoria da ANEEL. Dessa forma, esse pleito perdeu seu objeto.
III.1.16.2 – Diferença na PA de fronteira e PA DIT Compartilhada
203. A CTEEP apresentou diversas informações indicando que há erro no valor da PA Apuração,
que é calculada automaticamente pelo Siget, relativa à Rede Básica de Fronteira e da DIT Compartilhada
e solicitou a alteração dos valores publicados.
204. A CTEEP alegou haver erros no cálculo das rubricas RBSE e RBNI dos grupos de fronteira
SANTA CABECA-230/88 kV e NORDESTE-345/88 kV e, na rubrica RMEL do grupo NORDESTE-345/88 kV. Ao
analisar esses valores, verificou-se que houve erro no processamento e que essas alegações da CTEEP
estão corretas.

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
205. A transmissora também alegou que, para o mês de junho de 2019, houve erro nos cálculos
da rubrica RPC relativa aos grupos de equipamentos de DIT Compartilhada GRP EQP 138/88 kV SP e GRP
88 kV CHAVANTES SP, e da rubrica RCDM dos grupos GRP EQP 138/88 kV SP, GRP 138 kV BAURU SP e GRP
88 kV NORTE SP.
206. Em relação à rubrica RPC dos grupos GRP EQP 138/88 kV SP e GRP 88 kV CHAVANTES SP, o
erro ocorreu devido ao fato de ter havido reclassificações de módulos pertencentes a esses grupos no
ciclo 2018-201932 e, consequentemente, isso impactou o cálculo da PA Apuração do mês de junho de
2019, que é calculada no ciclo 2020-2021. Para corrigir esse impacto foram calculadas as parcelas de
ajuste (PA Outros Ajustes) apresentadas a seguir.
Tabela 3 – Valores da PA
Módulo reclassificado PA (R$)
Edificação Grupo Pagador
(REH 2.625/2019) Ref. Jun/2020

CHAVANTES EL 13,8 kV CHAVANTES DIST1 GRP 88 kV CHAVANTES SP -2.936,51
EL 88 kV SALTO GRANDE ANDIRA C2
SALTO GRANDE
EL 88 kV SALTO GRANDE ANDIRA C1
GRP EQP 138/88 kV SP 48.080,54
MC 138 kV TR 138/40kV TR7
CAPIVARA
MC 138 kV TR 138/40kV TR7
207. Quanto aos valores relativos à rubrica RCDM dos grupos GRP EQP 138/88 kV SP, GRP 138
kV BAURU SP e GRP 88 kV NORTE SP, não foram identificadas inconsistências nos somatórios das receitas
referentes ao mês de junho de 2019.
208. A CTEEP ainda informou inconsistências nas rubricas RBNIA, na Rede Básica de Fronteira e
RCDMA, em DIT compartilhada, apresentando lista de termos de liberação que não foram considerados
no cálculo da PA.
209. No caso relacionado à Rede Básica de Fronteira, realmente houve a falha no cálculo e será
corrigida, na DIT Compartilhada, a falha existiu, mas já havia sido corrigida por meio do Despacho nº 3.219,
de 2020.
210. Por fim, a CTEEP aponta que não foram consideradas nas receitas devidas os valores
descontados a título de PV. Nesse caso, a PV não foi considera e nem deveria ser, pois caso contrário seria
devolvido à transmissora via PA todos os descontos de PV previstos na regulamentação vigente.
211. Assim, pelo exposto, esse pleito da CTEEP deve ser parcialmente deferido.
III.1.16.3 – Diferença na PA Outros Ajustes
212. A CTEEP apontou um erro de cálculo na PA Outros Ajustes referente a alguns módulos que
foram autorizadas sem RAP prévia no ciclo 2019-2020, e tiveram a receita alterada no ciclo 2020-2021,
conforme Nota Técnica nº 426/2020-SCT/ANEEL. Essa PA foi calculada considerando a diferença entre a
32
Conforme Nota Técnica nº 115/2019-SGT/ANEEL (SIC nº 48581.001411/2019-00)

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
receita publicada no ciclo 2020-2021 e a publicada no ciclo 2019-2020, considerando o período de
01/07/2019 a 30/06/2020, ou seja, o ciclo 2019-2020, enquanto o correto seria considerar o período da
data de entrada em operação até 30/06/2020.
213. A SGT refez os cálculos considerando a data de entrada em operação comercial de cada
módulo, obtendo o valor de R$ 1.576.471,18, que difere do solicitado pela transmissora que é de R$
1.533.888,42, ambos a serem devolvidos. Dessa forma, essa PA foi alterada conforme valores calculados
pela SGT, e com isso, o pleito da CTEEP deve ser parcialmente acatado.
III.1.16.4 – Desconto do Pagamento Base na subestação Santa Cabeça
214. Por meio da Carta33 ONS – 0130/DTA/SA/2020, de 10/06/82020, o ONS informou quais
Funções Transmissão – FT de Rede Básica de Fronteira deveriam ter seus Pagamentos Base suspensos
decorrentes da não prestação do serviço público de transmissão, conforme Art. 10, § 2º, da Resolução
Normativa nº 729, de 2016, vigente à época. Dentre as FT informadas, constava que a TR 230/88 kV SANTA
CABECA TRR1 SP deveria ter seus Pagamentos Base referentes aos meses de dezembro de 2019 a abril de
2020 suspensos, o que foi considerado na Resolução Homologatória nº 2.275, de 2020.
215. Assim, CTEEP informou em seu pedido de reconsideração que a indisponibilidade da
referida FT deve-se ao fato do TRR1 da subestação Santa Cabeça ter sido deslocado para atendimento à
necessidade sistêmica na subestação Aparecida. Dessa forma, a CTEEP alega que nesse caso não deve ser
aplicado o Art. 10 e sim o disposto no Art. 5º da Resolução Normativa nº 729, de 2016.
216. Para esclarecer o ocorrido, a SGT encaminhou ao ONS o Ofício34 nº 28/2021-SGT/ANEEL
solicitando a confirmação do relato da CTEEP e solicitando o motivo de não ter sido aplicado ao caso o
Art. 5º da Resolução Normativa nº 729/2016. Na resposta, encaminhada pelo ONS por meio da Carta35
CTA-ONS DTA 0177/2021, foi informado que a FT TRR 230/88 kV Santa Cabeça teve desligamento
programado no dia 19/09/2019 e que ainda não foi aplicada PVI para referida FT, o que deverá ocorrer
após o encerramento da intervenção e consequente disponibilização para operação. Informou ainda que
a CTEEP não apresentou contestação quando foi dado ciência da suspensão do Pagamento Base.
217. Ainda assim, a SGT entrou em contato com o ONS para esclarecer alguns pontos da
resposta apresentada e foi informada que o Art. 10 da Resolução nº 729, de 2016, foi aplicada em função
do equipamento estar indisponível na subestação Santa Cabeça, onde sua receita está alocada, e que a
CTEEP não declarou a transferência do TRR da subestação Santa Cabeça para a subestação Aparecida no
âmbito na contabilização da transmissão. Informou ainda que a CTEEP foi informada mensalmente sobre
essa suspensão nos termos do Artº 10 sem contestar tal aplicação no ambiente de contabilização da
transmissão e, dando continuidade ao rito ordinário de informação de suspensão de PB da Rede de
Fronteira, o ONS enviou essa informação no processo de reajuste da RAP sendo que a CTEEP também teve
acesso ao que seria informado e também não se manifestou.
33
SIC nº 48513.016048/2020-00
34 SIC nº 48581.000216/2021-00
35
SIC nº 48513.004984/2021-00

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
218. A Resolução Normativa nº 729, de 2016, regulamentava que cabe ao ONS a apuração dos
eventos e as respectivas suspensões de Pagamentos Base, entretanto, o ONS alega ter dificuldade em
realizar imediatamente essas suspensões quando elas ocorrem na Rede Básica de Fronteira e, devido a
isso, encaminha à SGT os valores que não foram descontados para que esses descontos sejam realizados
no âmbito do reajuste da RAP. Mesmo assim, a apuração dos eventos e as suspensões de pagamento
continuam sendo de responsabilidade do ONS.
219. Pelo exposto, entendemos que esse pleito do transmissora deve ser indeferido. Porém, a
transmissora deve apresentar as informações completas para avaliação do ONS e, após essa análise, caso
haja alguma alteração ela poderá ser compensada no ciclo subsequente.
III.1.17 – Pedido de Reconsideração interposto pela Evrecy
220. A Evrecy apontou que a parcela da PA Revisão decorrente da revisão realizada em 2018 foi
atualizada pelo IPCA ao invés do IGP-M, que é o previsto em seu contrato. De fato, a PA Revisão da Evrecy
foi atualizada por índice que difere de seu contrato e, assim, o pleito da Evrecy deve ser acatado. Dessa
forma, o valor relativo a PA Revisão na Rede Básica deve ser alterado de R$ 589.901,92 para
R$ 616.718,55, a ser devolvido pela transmissora, e a relativa à DIT Compartilhada de R$ 658,74 para
R$ 688,69, também a ser devolvida.
III.1.18 – Pedido de Reconsideração interposto pela IE Japi
221. A IE Japi solicitou que os valores relativos à PA Apuração apresentados no Anexo VI da
Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, sejam retificados de forma a refletir os valores que constam
nas planilhas disponibilizadas no Anexo XI da Nota Técnica nº 119/2020-SGT/ANEEL atualizadas para
referência de junho de 2020.
222. O valor da PA Apuração Total nas planilhas disponibilizadas no Anexo XI da Nota Técnica nº
119/2020-SGT/ANEEL que deram suporte aos publicados no Anexo VI da Resolução Homologatória nº
2.725, de 2020, já estão na referência de junho de 2020 e o somatório desses valores são exatamente os
apresentados no Anexo VI da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020. Dessa forma, esse pleito deve
ser indeferido.
III.1.19 – Pedido de Reconsideração interposto pela IEMG
223. A IEMG solicitou que o valor da PA Apuração apresentado no Anexo VI da Resolução
Homologatória nº 2.725, de 2020, seja retificado de forma a refletir os valores que constam na planilha
disponibilizada no Anexo XI da Nota Técnica nº 119/2020-SGT/ANEEL, atualizada para referência de junho
de 2020.
224. O valor da PA Apuração Total nas planilhas disponibilizadas no Anexo XI da Nota Técnica nº
119/2020-SGT/ANEEL, e que deu suporte ao publicado no Anexo VI da Resolução Homologatória nº 2.725,
de 2020, já está na referência de junho de 2020 e é exatamente o apresentado no Anexo VI da Resolução
Homologatória nº 2.725, de 2020. Dessa forma, esse pleito deve ser indeferido.

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
III.1.20 – Pedido de Reconsideração interposto pela IESUL
225. A IESUL requer que sejam aplicados na PA Apuração da Rede Básica de Fronteira e DIT
compartilhada valores descontados a título de PV. A PV não pode ser considerada no cálculo da PA, pois,
caso contrário, seria devolvido à transmissora via PA todos os descontos de PV previstos na
regulamentação vigente. Dessa forma, o pleito da transmissora deve ser indeferido.
III.1.21 – Pedido de Reconsideração interposto pela IE Pinheiros
226. A IE Pinheiros requer que sejam aplicados na PA Apuração da Rede Básica de Fronteira e
DIT compartilhada valores descontados a título de PV. A PV não pode ser considerada no cálculo da PA,
pois, caso contrário, seria devolvido à transmissora via PA todos os descontos de PV previstos na
regulamentação vigente. Dessa forma, o pleito da transmissora deve ser indeferido.
III.1.22 – Pedido de Reconsideração interposto pela IE Itapura
227. A IE Itapura informou que o valor de R$ 2.531,05 na PA Outros Ajustes para o Contrato de
Concessão nº 021/2018 deveria ter sido vinculada ao Contrato de Concessão nº 042/2017, visto que o
primeiro ainda está em fase de construção. Dessa forma, a alteração foi realizada e, assim, o pleito deve
ser acatado.
228. A transmissora também alegou que a concessão entrou em operação comercial parcial em
07/08/2019 (TLPONS/161/8/2019), situação em que há desconto de 10% da RAP, porém em 27/08/2019
o ONS emitiu o TLD, e a partir dessa data a transmissora teria direito a totalidade da RAP. Porém, no
cálculo da PA Apuração, foi considerado o desconto de 10% relativo a 25 dias de operação comercial e
não de 20 dias. Dessa forma, a transmissora pediu a retificação, que foi realizada e sua PA Apuração teve
o valor alterado de R$ 6.524,42 para R$ 3.397,06, a ser devolvida. Assim, esse pleito também deve ser
acatado.
III.1.23 – Pedido de Reconsideração interposto pela EDP MA II
229. A EDP MA II apontou que as datas de entrada em operação comercial de cinco módulos
não estavam cadastradas corretamente no Siget, o que também afetou o valor da PA da transmissora. De
fato, a data de entrada em operação comercial da LT 230 kV COELHO NETO /CHAPADINHA II C-1 MA e
suas conexões estavam cadastradas como 05/02/2020, e a referente aos módulos IB 69 kV MG 230 kV
CHAPADINHA II MG1 MA IB1 e EL 69 kV CHAPADINHA II DIST3 como 18/01/2020. Todas essas datas foram
corrigidas para 04/01/2020, e a PA Apuração recalculada. Dessa forma, o pleito da EDP MA II deve ser
acatado.
III.1.24 – Pedido de Reconsideração interposto pela ERTE
230. Os pedidos de reconsideração apresentados pela ERTE, relativo ao reconhecimento de
custos incorridos na elaboração dos Anexos II e III do Submódulo 9.2 do Proret e à consideração dos
valores dos EUST decorrentes da rescisão de CUST, nos termos da Resolução Normativa nº 666, de 2015
já foram tratados nesta nota técnica.

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
231. Desta forma, resta a análise do recurso que foi apresentado contra o resultado da revisão
periódica da ERTE, que não faz parte do escopo do processo de reajuste da RAP, mas foi analisado no
âmbito da análise dos recursos da revisão, Processo nº 48500.000754/2019-73, e os efeitos da decisão
considerados conforme mencionado na seção III.2.1 desta nota técnica.
III.1.25 – Pedido de Reconsideração interposto pela ETC
232. A ETC alega que foram realizados descontos a título de Parcela Variável por Atraso (PVA)
na PA Apuração referentes à Rede Básica de Fronteira e, assim, esse desconto estaria sendo feito em
duplicidade uma vez que já é realizado pelo ONS. Para justificar, a ETC encaminhou os AVC emitidos pelo
ONS referente ao período de setembro de 2019 a maio de 2020, onde são demonstrados os descontos
realizados pelo ONS. Isto posto, a ETC apresentou uma planilha com os valores efetivamente recebidos e
solicita o recálculo da PA Apuração.
233. Esclarecemos que para o cálculo da PA Apuração não se pode considerar os valores
efetivamente recebidos como solicita a ETC, ou seja, o valor da receita descontado PVA. Isso porque a PA
Apuração é calculada fazendo-se a diferença entre a receita que o ONS incluiu nos AVC e a que a ANEEL
autorizou, e se fosse incluída os descontos referentes a parcela variável todo o desconto que o ONS
realizou estaria sendo devolvido para a transmissora.
234. Então, analisando os AVC encaminhados pela transmissora e os cálculos realizados pela
ANEEL verifica-se que não houve cobrança de PVA em duplicidade e, dessa forma, o pleito deve ser
indeferido.
III.1.26 – Pedido de Reconsideração interposto pela Furnas
III.1.26.1 – Equipamentos retirados de operação comercial durante o ciclo 2019-2020
235. Furnas discorda do cálculo da PA referente ao O&M (receitas RBSE) dos equipamentos
retirados durante o ciclo 2019-2020, alegando que tais valores devem levar em conta os valores relativos
ao ciclo anterior acrescidos de correção monetária.
236. De fato, os valores a serem devolvidos devem ser compatíveis com os valores que foram
recebidos a mais no ciclo anterior e não calculado considerando o método DEA conforme foi realizado.
Assim o valor que Furnas deveria devolver durante o ciclo 2020-2021 relativo a esses equipamentos é de
R$ 759.450,26, a preços de junho de 2020, ao invés de R$ 2.046.224,16.
237. Assim, entendemos que esse pedido deve ser deferido.
III.1.26.2 – Melhorias sem estabelecimento prévio de RAP
238. Furnas apresentou argumentação justificando sua solicitação de estabelecimento de
receita para diversas melhorias que entraram em operação a partir de 2014 até junho de 2018.

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
239. Os processos de emissão de resoluções autorizativas para estabelecimento de RAP é de
competência da SCT, porém seus efeitos se materializam no processo de reajuste da RAP. Dessa forma,
encaminhamos à SCT posicionamento quanto aos pedidos de Furnas, cuja resposta, encaminhada por
029/2021-SCT/ANEEL36,
meio do Memorando nº informa que:
"4. Quanto aos pleitos relativos ao reconhecimento de receitas para as
melhorias que entraram em operação no primeiro semestre de 2018, entendemos
que já foram devidamente atendidos ao ser aplicada a nova metodologia de
estabelecimento de receitas para as melhorias de pequeno porte preconizada na
Resolução Normativa n° 880, de 2020, com a antecipação da metade da anuidade
prevista no item 8 do Submódulo 9.1 do PRORET para todas as transmissoras
prorrogadas , conforme consta da instrução realizada por meio da Nota Técnica nº
360/2020 – SCT/ANEEL (SIC nº 48526.003297/2020-00).
5. Para as melhorias de pequeno porte que entraram em operação até 31 de
dezembro de 2017 e que não tiveram a receita estabelecida nos reajustes anuais
de receita ocorridos até julho de 2018, esclarecemos que a Nota Técnica nº
360/2020 – SCT/ANEEL também já endereçou que estas melhorias deverão entrar
no escopo da análise a ser realizada na revisão de 2023, uma vez que não
atenderam aos critérios para a inclusão de ativos na Base de Remuneração
Regulatória da revisão periódica de 2018."
240. Dessa forma, este pleito de Furnas deve ser indeferido. Porém, qualquer análise futura
realizada pela SCT que altere as receitas, essas serão consideradas no processo de reajuste da RAP
subsequente.
III.1.27 – Pedido de Reconsideração interposto pela LTTE
241. A LTTE inicialmente apresentou um recurso bastante genérico no qual solicita que a
Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, fosse tornada sem efeito sob a argumentação de que falta
clareza nos documentos apresentados no processo. Quanto a isso, informamos que toda a documentação
considerada no processo de reajuste da RAP, inclusive planilhas eletrônicas, foram juntadas ao processo
e que nenhum outro agente alegou falta de clareza no processo. Entendemos que este pleito deva ser
indeferido.
242. Posteriormente, a transmissora encaminhou outro documento37 no qual especifica sua
discordância quanto ao valor da PA Outros Ajustes referente ao desconto de 20% do valor da RAP aplicado
aos módulos MC 500 kV TR 500/138 kV NOVA IGUACU TR2 RJ, MC 138 kV TR 500/138 kV NOVA IGUACU
TR2 RJ, TR 500/138 kV NOVA IGUACU TR2 RJ e TR 500/138 kV NOVA IGUACU TRR2 RJ, que estão em
operação comercial desde 02/10/2017.
243. No cálculo da PA Outros Ajustes foi considerado que a pendência era própria da FT, a qual
36 SIC nº 48526.000637/2021-00
37
SIC nº 48513.022757/2020-00

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
esses módulos pertencem, mas ficou claro na documentação encaminhada, que a pendência se trata de
que a "FT pertence ao Contrato de Concessão N° 020/2011, que não foi totalmente entregue à operação"
e, nesse caso, o desconto é limitado em 10%, conforme constava na Art. 13 da Resolução Normativa nº
841, de 2018, vigente à época.
244. Assim o valor da PA Outros Ajustes da LTTE a ser devolvido deve ser alterado de
R$ 889.789,91 para R$ 444.894,95.
245. Dessa forma, entendemos que o pleito da LTTE deve ser deferido.
III.1.28 – Pedido de Reconsideração interposto pela Lumitrans
246. A Lumitrans informou que PA Revisão, a ser devolvida pela transmissora, não foi atualizada
pelo IGP-M e solicita essa correção. De fato, a PA Revisão publicada incialmente estava na referência de
junho de 2019 ao invés de junho de 2020. Assim o pelito deve ser deferido
III.1.29 – Pedido de Reconsideração interposto pela STN
247. A STN apontou que na RAP equivalente calculada para o ciclo 2020-2021, devido à redução
de 50% da RAP a partir do 16º (décimo sexto) ano de operação comercial de suas instalações, não
considerou a data de entrada em operação correta.
248. De fato, verificou-se que foi considerada a data de 19/12/2005 ao invés de 01/01/200638,
assim o pleito da STN deve ser deferido e as parcelas de RAP referentes as instalações licitadas do Contrato
de Concessão nº 005/2004 deve ser alterada de R$ 157.720.460,45 para R$ 161.482.600,53, a preços de
junho de 2020.
III.1.30 – Pedido de Reconsideração interposto pela Taesa
III.1.30.1 – PA Apuração São Pedro (Contrato de Concessão nº 015/2013)
249. A Taesa informou que no cálculo da PA Apuração da Rede Básica houve um erro no valor
que a transmissora teria direito a receber na rubrica RBL no mês de junho de 2019, onde constava R$
1.270.419,17 ao invés de R$ 3.006.360,32. De fato, ocorreu esse erro e o pleito da transmissora deve ser
deferido.
III.1.31.2 – Reclassificação de reforços autorizados sem estabelecimento prévio de RAP e critérios relativos
aos reforços autorizados
250. A Taesa apresentou argumentação para justificar sua discordância quanto à reclassificação
de reforços de pequeno porte em melhoria e solicitou o reconhecimento dessas receitas às
concessionárias do grupo Taesa.
38
Conforme documento SIC nº 48512.010665/2006-00.

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
251. Também alega que não foram fixadas receitas para nove reforços executados. A
concessionária afirma que três desses reforços não foram localizados nos anexos da Nota Técnica nº
426/2020-SCT/ANEEL, dois foram indeferidos pelo não atendimento ao 2º critério (identificação da
Resolução Autorizativa), apesar de constarem no Anexo II da Resolução Autorizativa nº 5.861, de 2016, e,
outros quatro foram indeferidos pelo não atendimento ao 3º critério (entrada em operação comercial),
embora possuíssem Termos de Liberação. E assim, requer o estabelecimento de receita para os referidos
reforços desde a entrada em operação comercial.
252. Por se tratar de assunto de competência da SCT, solicitamos seu posicionamento que foi
dado por meio do Memorando nº 029/2021-SCT/ANEEL39:
"Analisando preliminarmente os pleitos destacados pela SGT referentes aos
reforços de pequeno porte do reajuste tarifário do ciclo 2020-2021, observamos
que os mesmos também foram realizados no âmbito do Processo nº
48500.006834/2019-32, ou seja, há uma repetição dos peitos apresentados pelas
transmissoras nos processos da SCT e da SGT. Por parte da SCT, está em instrução
a análise dos Pedidos de Reconsideração interpostos contra a Resolução
Homologatória nº 2.724, de 2020. Assim, os pleitos que foram repetidos nos dois
processos serão devidamente analisados pela SCT no âmbito da instrução do
Processo nº 48500.006834/2019-32."
253. Dessa forma, esses pleitos já estão sendo analisados pela SCT e, portanto, devem ser
indeferidos nesse processo. Porém, caso a análise conduzida pela SCT indique alguma alteração essas
deverão ser incorporadas no processo subsequente de reajuste da RAP.
III.1.30.3 – Receitas auferidas com outras atividades
254. A transmissora solicitou que não houvesse captura para a modicidade tarifária de valores
afetos aos custos de implantação, até que haja regulamentação pela Agência sobre o assunto. Este pleito
está fora do escopo do processo de reajuste da RAP, porém informamos que ele já foi tratado no âmbito
dos recursos do processo nº 48500.000975/2020-85, que trata das revisões periódicas da RAP do ano de
2020, tendo sido o pleito deferido.
III.1.30.4 – Redistribuição de PB (Contrato de Concessão nº 095/2020)
255. A Taesa solicita a redistribuição da RAP referente ao banco de capacitores substituído na
subestação Serra da Mesa, conforme Resolução Autorizativa nº 6.306, de 2017. Porém, verificando a
receita total do ciclo 2019-2020, relativa às instalações licitadas. observa-se que é a mesma estabelecida
para o ciclo 2020-2021 atualizada pelo IGP-M, ou seja, não houve cancelamento de receita e, dessa forma,
não há de se falar em redistribuição e o pleito da transmissora deve ser negado.
III.1.30.5 – Forma de atualização da PA
39
SIC nº 48526.000637/2021-00

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
256. A Taesa solicitou em seu recurso que fosse revista a metodologia de atualização dos valores
da PA, para que fosse considerada a forma de atualização "mensal" ao invés da "anual".
257. Inicialmente, informamos que esse pleito já foi realizado em ciclos anteriores sendo negado
em todas as oportunidades pela diretoria colegiada da ANEEL, sendo a última vez no reajuste da RAP do
2017-201840.
ciclo
258. Isto posto, novamente esclarecemos que na atualização mensal, as diferenças ocorridas
em determinado mês entre a RAP que a transmissora foi autorizada a faturar por meio dos Avisos de
Crédito – AVC emitidos pelo ONS ou por ato da ANEEL no ciclo 2019-2020 e a RAP homologada para este
mesmo ciclo tarifário são atualizadas pelo índice previsto no contrato de concessão, do mês em que
ocorreu a diferença até a data de referência de junho de 2020, sendo a PA o valor resultante da soma
dessas diferenças atualizadas mensalmente.
259. Já no caso da atualização anual da PA, as diferenças mensais são somadas e o resultado
total desse somatório é atualizado da data de referência de preços de junho de 2019 para a referência de
junho de 2020.
260. A partir do ciclo tarifário 2013-2014, por entender que a atualização anual é a mais
adequada, esse tipo de atualização passou a ser utilizada para as concessionárias em que os contratos de
concessão não tinham definido explicitamente a forma de atualização da PA.
261. Como já explicado em oportunidades anteriores, para exemplificar que a atualização
mensal não corrige adequadamente as diferenças na RAP da transmissora ocorridas no ciclo anterior,
podemos supor uma situação hipotética extrema: uma transmissora que não tenha recebido a RAP que
teria direito durante o ciclo. Nesse caso, no ciclo seguinte, ela teria que receber, na forma de PA, a RAP
não recebida no ciclo anterior mais a RAP do ciclo em curso, ou seja, deveria receber o valor equivalente
a duas RAP. Ao se considerar a atualização mensal, a transmissora recebe menos que duas RAP, no
entanto, com a atualização anual ela recebe exatamente duas RAP (o que é correto).
262. O mesmo ocorre se supormos outra situação extrema: uma transmissora que tenha
recebido a RAP em dobro durante o ciclo. Nesse caso, no ciclo seguinte, se considerarmos a atualização
anual a transmissora não receberia nada (o que é correto), e na atualização mensal ainda restaria algum
valor a receber. Dessa forma, percebe-se que a atualização mensal não atualiza o valor da PA
adequadamente.
263. Além disso, o Submódulo 9.3 do Proret, aprovado por meio da Resolução Normativa nº
774, de 2017, prevê a aplicação da metodologia de atualização "anual" da PA para os casos em que no
contrato de concessão não consta explicitamente a forma de atualização, situação em que se encontra a
recorrente. Dessa forma, atualmente, a atualização "mensal" da PA é aplicada apenas para as
transmissoras que possuem expressamente descrito em seus contratos de concessão que a atualização
deve ser realizada dessa forma.
40
Processo nº 48500.000903/2017-32

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
264. 10. Pelo exposto, entendemos que o pleito deve ser novamente indeferido.
III.1.31 – Pedido de Reconsideração interposto pela Tesb
265. A Tesb apresentou pedido de reconsideração ao valor da PA Outros Ajustes referente aos
descontos de que tratava, a então vigente, Resolução Homologatória nº 841, de 2018. A transmissora
alegou que há uma diferença e solicitou a alteração do valor.
266. No pedido de reconsideração não ficou claro o motivo da alegada diferença, mesmo assim
os cálculos realizados pela SGT foram revisados e nenhum erro foi identificado, por outro lado, ao analisar
a planilha apresentada pela Tesb, identificamos erros na atualização dos valores e no percentual de
desconto aplicado nas instalações da subestação Viamão.
267. Dessa forma, o pleito deve ser indeferido.
III.2 – ALTERAÇÕES DIVERSAS
III.2.1 – Alterações após a análise dos Pedidos de Reconsideração interpostos contra as Resoluções
Homologatórias nº 2.702 e nº 2.705, de 2020.
268. As Resoluções Homologatórias nº 2.843 e nº 2.844, ambas de 2021, alteraram as
Resoluções Homologatórias nº 2.702 e nº 2.705, ambas de 2020, que homologaram os resultados das
revisões periódicas da RAP dos contratos de concessão com instalações licitadas com revisão da RAP
prevista para os anos 2018 e 2019.
269. Assim, informamos que essas alterações estão sendo consideradas nas receitas e parcelas
de ajustes apresentadas nesta nota técnica.
III.2.2 – Alterações após a análise dos Pedidos de Reconsideração interpostos contra as revisões das
receitas das concessionárias de transmissão prorrogadas.
270. As Resoluções Homologatórias de nº 2.845 a nº 2.853, todas de 2021, alteraram os
resultados das revisões periódicas das concessionárias de transmissão prorrogadas que foram realizadas
em 2020, retroativamente a 2018.
271. Assim, informamos que essas alterações estão sendo consideradas nas receitas e parcelas
de ajustes apresentadas nesta nota técnica.
III.2.3 – Alterações após a análise do Pedido de Reconsideração interposto contra a Resolução
Homologatória nº 2.701, de 2020.
272. A Resolução Homologatória nº 2.868, de 2021, alterou a Resolução Homologatória nº
2.701, de 2020, que homologou o resultado da revisão periódica da RAP da CGT Eletrosul – Conversora
Uruguaiana (Portaria MME nº 624/2014).

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
273. Assim, informamos que essas alterações estão sendo consideradas nas receitas e parcelas
de ajustes apresentadas nesta nota técnica.
III.2.4 – Função Transmissão sem Grupo de Fronteira
274. Informamos que durante a análise dos recursos foram identificados módulos de Rede
Básica de Fronteira cujas respectivas Funções Transmissão não estavam associadas a nenhum Grupo de
Fronteira, e isso afetou os cálculos da PA Apuração dos respectivos Grupo de Fronteira. Após a SCT fazer
as correções nesse cadastro, todas as PA Apuração de Rede Básica de Fronteira afetadas foram
recalculadas e já constam nos valores apresentados nesta nota técnica até aqui. Segue baixo a lista dos
módulos afetados com os grupos associados.

Concessionária Contrato Módulo IdeMdl IdeRct Função Transmissão Grupo Equipamento
FT TR 230/69 kV GARIBALDI 1

CEEE-GT 055/2001 TR 230/69 kV GARIBALDI 1 TR1 RS 10838 107387 GARIBALDI 1-230/69 kV
TR1 RS
MC 69 kV TR 230/69 kV GARIBALDI 1 FT TR 230/69 kV GARIBALDI 1

CEEE-GT 055/2001 10840 100409 GARIBALDI 1-230/69 kV
TR1 RS TR1 RS
MC 69 kV TR 230/69 kV GARIBALDI 1 FT TR 230/69 kV GARIBALDI 1

CEEE-GT 055/2001 10840 107390 GARIBALDI 1-230/69 kV
TR1 RS TR1 RS
MC 230 kV TR 230/69 kV GARIBALDI FT TR 230/69 kV GARIBALDI 1

CEEE-GT 055/2001 10839 100409 GARIBALDI 1-230/69 kV
1 TR1 RS TR1 RS
MC 230 kV TR 230/69 kV GARIBALDI FT TR 230/69 kV GARIBALDI 1

CEEE-GT 055/2001 10839 107389 GARIBALDI 1-230/69 kV
1 TR1 RS TR1 RS
FT TR 230/69 kV PLANALTO

CELG G&T 063/2001 TR 230/69 kV PLANALTO TR1 GO 7793 102473 PLANALTO-230/69 kV
TR1 GO
MC 69 kV TR 230/69 kV PLANALTO FT TR 230/69 kV PLANALTO

CELG G&T 063/2001 7795 100423 PLANALTO-230/69 kV
TR1 GO TR1 GO
MC 69 kV TR 230/69 kV PLANALTO FT TR 230/69 kV PLANALTO

CELG G&T 063/2001 7795 107721 PLANALTO-230/69 kV
TR1 GO TR1 GO
MC 230 kV TR 230/69 kV PLANALTO FT TR 230/69 kV PLANALTO

CELG G&T 063/2001 7794 102467 PLANALTO-230/69 kV
TR1 GO TR1 GO
MC 230 kV TR 230/69 kV PLANALTO FT TR 230/69 kV PLANALTO

CELG G&T 063/2001 7794 3084 PLANALTO-230/69 kV
TR1 GO TR1 GO
MC 230 kV TR 230/69 kV PLANALTO FT TR 230/69 kV PLANALTO

CELG G&T 063/2001 7794 100423 PLANALTO-230/69 kV
TR1 GO TR1 GO
MC 230 kV TR 230/69 kV PLANALTO FT TR 230/69 kV PLANALTO

CELG G&T 063/2001 7794 107721 PLANALTO-230/69 kV
TR1 GO TR1 GO
TR 345/138 kV BARBACENA 2 TR2 FT TR 345/138 kV BARBACENA

CEMIG-GT 006/1997 8117 103388 BARBACENA 2-345/138 kV
MG 2 TR2 MG
TR 345/138 kV BARBACENA 2 TR1 FT TR 345/138 kV BARBACENA

CEMIG-GT 006/1997 8114 103387 BARBACENA 2-345/138 kV
MG 2 TR1 MG
MC 345 kV TR 345/138 kV FT TR 345/138 kV BARBACENA

CEMIG-GT 006/1997 8115 100407 BARBACENA 2-345/138 kV
BARBACENA 2 TR1 MG 2 TR1 MG
MC 345 kV TR 345/138 kV FT TR 345/138 kV BARBACENA

CEMIG-GT 006/1997 8115 103385 BARBACENA 2-345/138 kV
BARBACENA 2 TR1 MG 2 TR1 MG
MC 138 kV TR 345/138 kV FT TR 345/138 kV BARBACENA

CEMIG-GT 006/1997 8119 100407 BARBACENA 2-345/138 kV
BARBACENA 2 TR2 MG 2 TR2 MG
MC 138 kV TR 345/138 kV FT TR 345/138 kV BARBACENA

CEMIG-GT 006/1997 8116 100407 BARBACENA 2-345/138 kV
BARBACENA 2 TR1 MG 2 TR1 MG
MC 138 kV TR 345/138 kV FT TR 345/138 kV BARBACENA

CEMIG-GT 006/1997 8116 103389 BARBACENA 2-345/138 kV
BARBACENA 2 TR1 MG 2 TR1 MG
FT TR 230/161 kV IPATINGA 1

CEMIG-GT 006/1997 TR 230/161 kV IPATINGA 1 TRR1 MG 13161 103365 IPATINGA 1-230/161 kV
TRR1 MG
FT TR 230/161 kV IPATINGA 1

CEMIG-GT 006/1997 TR 230/161 kV IPATINGA 1 TR1 MG 8264 103364 IPATINGA 1-230/161 kV
TR1 MG
MC 230 kV TR 230/161 kV IPATINGA FT TR 230/161 kV IPATINGA 1

CEMIG-GT 006/1997 8265 103362 IPATINGA 1-230/161 kV
1 TR1 MG TR1 MG
MC 230 kV TR 230/161 kV IPATINGA FT TR 230/161 kV IPATINGA 1

CEMIG-GT 006/1997 8265 101701 IPATINGA 1-230/161 kV
1 TR1 MG TR1 MG

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.

Concessionária Contrato Módulo IdeMdl IdeRct Função Transmissão Grupo Equipamento
MC 230 kV TR 230/161 kV IPATINGA FT TR 230/161 kV IPATINGA 1

CEMIG-GT 006/1997 8265 100407 IPATINGA 1-230/161 kV
1 TR1 MG TR1 MG
MC 161 kV TR 230/161 kV IPATINGA FT TR 230/161 kV IPATINGA 1

CEMIG-GT 006/1997 27867 103366 IPATINGA 1-230/161 kV
1 TR1 MG TR1 MG
FT TR 230/69 kV ITABIRA 2

CEMIG-GT 006/1997 TR 230/69 kV ITABIRA 2 TR1 MG 8288 115146 ITABIRA 2-230/69 kV
TR1 MG
FT TR 500/138 kV NEVES 1

CEMIG-GT 006/1997 TR 500/138 kV NEVES 1 TR5 MG 8432 103334 NEVES 1-500/138 kV
TR5 MG
MC 500 kV TR 500/138 kV NEVES 1 FT TR 500/138 kV NEVES 1

CEMIG-GT 006/1997 8433 103327 NEVES 1-500/138 kV
TR5 MG TR5 MG
MC 500 kV TR 500/138 kV NEVES 1 FT TR 500/138 kV NEVES 1

CEMIG-GT 006/1997 8433 102847 NEVES 1-500/138 kV
TR5 MG TR5 MG
MC 500 kV TR 500/138 kV NEVES 1 FT TR 500/138 kV NEVES 1

CEMIG-GT 006/1997 8433 100407 NEVES 1-500/138 kV
TR5 MG TR5 MG
MC 138 kV TR 500/138 kV NEVES 1 FT TR 500/138 kV NEVES 1

CEMIG-GT 006/1997 8434 103338 NEVES 1-500/138 kV
TR5 MG TR5 MG
MC 138 kV TR 500/138 kV NEVES 1 FT TR 500/138 kV NEVES 1

CEMIG-GT 006/1997 8434 100407 NEVES 1-500/138 kV
TR5 MG TR5 MG
FT TR 345/88 kV NORDESTE

CTEEP 059/2001 TR 345/88 kV NORDESTE TR3 SP 12485 103136 NORDESTE-345/88 kV
TR3 SP
FT TR 345/88 kV NORDESTE

CTEEP 059/2001 TR 345/88 kV NORDESTE TR3 SP 12485 117713 NORDESTE-345/88 kV
TR3 SP
MC 88 kV TR 345/88 kV NORDESTE FT TR 345/88 kV NORDESTE

CTEEP 059/2001 12487 100415 NORDESTE-345/88 kV
TR3 SP TR3 SP
MC 345 kV TR 345/88 kV NORDESTE FT TR 345/88 kV NORDESTE

CTEEP 059/2001 12486 117714 NORDESTE-345/88 kV
TR3 SP TR3 SP
MC 345 kV TR 345/88 kV NORDESTE FT TR 345/88 kV NORDESTE

CTEEP 059/2001 12486 106774 NORDESTE-345/88 kV
TR3 SP TR3 SP
MC 345 kV TR 345/88 kV NORDESTE FT TR 345/88 kV NORDESTE

CTEEP 059/2001 12486 100415 NORDESTE-345/88 kV
TR3 SP TR3 SP
TR 88/23 kV SANTA CABECA TREG1 FT TR 230/88 kV SANTA

CTEEP 059/2001 23581 6967 SANTA CABECA-230/88 kV
SP CABECA TR3 SP
FT TR 230/88 kV SANTA

CTEEP 059/2001 TR 230/88 kV SANTA CABECA TR3 SP 12782 6666 SANTA CABECA-230/88 kV
CABECA TR3 SP
MC 88 kV TR 88/23 kV SANTA FT TR 230/88 kV SANTA

CTEEP 059/2001 23583 6969 SANTA CABECA-230/88 kV
CABECA TREG1 SP CABECA TR3 SP
MC 88 kV TR 230/88 kV SANTA FT TR 230/88 kV SANTA

CTEEP 059/2001 12784 100415 SANTA CABECA-230/88 kV
CABECA TR3 SP CABECA TR3 SP
MC 88 kV TR 230/88 kV SANTA FT TR 230/88 kV SANTA

CTEEP 059/2001 12784 6668 SANTA CABECA-230/88 kV
CABECA TR3 SP CABECA TR3 SP
MC 230 kV TR 230/88 kV SANTA FT TR 230/88 kV SANTA

CTEEP 059/2001 12783 100415 SANTA CABECA-230/88 kV
CABECA TR3 SP CABECA TR3 SP
MC 230 kV TR 230/88 kV SANTA FT TR 230/88 kV SANTA

CTEEP 059/2001 12783 6667 SANTA CABECA-230/88 kV
CABECA TR3 SP CABECA TR3 SP
MC 23 kV TR 88/23 kV SANTA FT TR 230/88 kV SANTA

CTEEP 059/2001 23582 6968 SANTA CABECA-230/88 kV
CABECA TREG1 SP CABECA TR3 SP
FT TR 230/138 kV COXIPO

ELETRONORTE 058/2001 TR 230/138 kV COXIPO TRR1 MT 21211 103414 COXIPO-230/138 kV
TRR1 MT
Quadro 2 – Funções Transmissão que não estavam associadas a um Grupo de Equipamento
III.2.5 – RAP de instalações autorizadas sem RAP prévia
275. A SCT emitiu a Nota Técnica nº 130/2021-SCT/ANEEL41, de 23/03/2021, na qual analisa os
recursos administrativos interpostos por concessionárias de transmissão de energia elétrica contra a
Resolução Homologatória nº 2.724, de 2020, e cadastrou no Siget as alterações propostas na referida nota
técnica. Dessa forma, a SGT recalculou as respectivas parcelas de ajuste e, assim, as parcelas de ajuste
recalculadas e as receitas referentes às instalações sem RAP prévia cadastradas pela SCT estão sendo
41
SIC nº 48526.001230/2021-00

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
consideradas na presente nota técnica.
III.2.6 – EL 138 kV na subestação Santana do Araguaia
276. Foi identificado que quatro entradas de linha em 138 kV na subestação Santana do
Araguaia, sob responsabilidade da transmissora Energisa Pará I (Contrato de concessão nº 043/2017)
estavam, equivocadamente, associadas exclusivamente à distribuidora Equatorial Pará Distribuidora de
Energia para pagamento do encargo de conexão. Assim, foram corrigidos os responsáveis pelo
pagamento, sendo que duas dessas entradas são de responsabilidade da distribuidora Energisa Mato
Grosso, uma é de responsabilidade da Equatorial Pará Distribuidora de Energia e a outra de
responsabilidade da distribuidora Energisa Tocantins.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
277. Leis nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, nº 9.074, de 7 de julho de 1995, nº 9.427, de 26
de dezembro de 1996 e nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999; Resoluções Normativas nº 67, de 8 de junho
de 2004, nº 68, de 8 de junho de 2004, nº 320, 11 de junho de 2008, nº 905, 08 de dezembro de 2020 e
nº 906, 08 de dezembro de 2020; Contratos de Concessão de Transmissão; Submódulos 9.3 e 10.4 dos
Procedimentos de Revisão Tarifária – Proret, aprovados pela Resolução Normativa ANEEL nº 774, de 27
de junho de 2017.
V - DA CONCLUSÃO
278. Pelo exposto nesta Nota Técnica concluímos que os Pedidos de Reconsideração interpostos
pela: (i) EDP Transmissão MA II S.A. – EDP MA II e Sistema de Transmissão Nordeste S.A. – STN devem ser
deferidos; (ii) Celeo Redes Brasil S.A. – Celeo Redes Brasil, Celesc Distribuição S.A. – Celesc D, Cemig
Geração e Transmissão S/A – Cemig-GT, Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte,
Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil – CGT Eletrosul, Companhia
Estadual de Geração e Transmissão de Energia Eletrica – CEEE-GT, Companhia Hidro Elétrica do São
Francisco – Chesf, Companhia Paulista de Transmissão de Energia Elétrica – ISA CTEEP, Evrecy
Participações Ltda. – Evrecy, Interligação Elétrica Itapura S.A – IE Itapura, Furnas Centrais Elétricas S.A. –
Furnas, Linhas de Taubaté Transmissora de Energia S.A. – LTTE, Lumitrans - Companhia Transmissora de
Energia Elétrica – Lumitrans e Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. – Taesa devem ser
parcialmente deferidos e; (iii) Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica –
Abrate, Afluente Transmissão de Energia Elétrica S/A – Afluente-T, Celg Geração e Transmissão S. A. – Celg
GT, Companhia Transirapé de Transmissão – Transirapé, Companhia Transleste de Transmissão –
Transleste, Companhia Transudeste de Transmissão – Transudeste, Conselho de Consumidores da Área
de Concessão da Energisa – Concen, Interligação Elétrica Norte Nordeste S.A – Ienne, Interligação Elétrica
Serra do Japi S.A – IE Japi, Interligação Elétrica Minas Gerais S.A – IEMG, Interligação Elétrica Sul – IESUL,
Interligação Elétrica Pinheiros S.A – IE Pinheiros, Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. – EBTE,
Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. – EATE, Empresa Catarinense de Transmissão de
Energia S.A. – ECTE, Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A. – ENTE, Empresa Santos Dumont de
Energia S.A. – ESDE, Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A. – ETEP, Empresa de Transmissão
Serrana S.A. – ETSE, Empresa Transmissora Capixaba S.A. – ETC, Equatorial Transmissora 2 SPE S.A. –
Equatorial 2, Sistema de Transmissão Catarinense S.A. – STC e Transmissora de Energia Sul Brasil S.A. –

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
TESB, indeferidos. Além disso, é necessário realizar as alterações apresentadas na Seção III.2.
279. As alterações propostas nesta Nota Técnica resultam em variação de 0,331% na RAP e
12,375% na PA total publicadas na Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, conforme demonstrado
nas Tabelas 4 e 5. Sendo que a variação total em relação ao valor publicado Resolução Homologatória nº
2.725, de 2020, considerando a soma da RAP e da PA, é de 0,967%.
280. Ressalta-se que 10,864 p.p. da variação na PA se deve à incorporação do resultado da
análise dos pedidos de reconsideração contra as revisões da receita das transmissoras que tiveram seus
resultados alterados pelas Resoluções Homologatórias nº 2.843 a 2.853 e 2.868, todas de 2021; e da
análise apresentada na Nota Técnica nº 130/2021-SCT/ANEEL, na qual a SCT analisou os recursos
administrativos interpostos por concessionárias de transmissão de energia elétrica contra a Resolução
Homologatória nº 2.724, de 2020.
Tabela 4 - RAP homologada pela REH nº 2.725/2020 e após análise dos recursos.

| Concessionária | Contrato | RAP REH nº 2.725/2020 | RAP com alterações | Variação (%) |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| CGT | 624/2014 (Port. MME) | 7.468.069,38 | 7.797.911,40 | 4,417% |
| TESB | 001/2011 | 19.767.009,95 | 20.427.804,11 | 3,343% |
| STN | 005/2004 | 159.457.690,27 | 163.219.829,73 | 2,359% |
| ETAUSA | 082/2002 | 39.505.609,63 | 40.124.624,69 | 1,567% |
| ELETRONORTE | 007/2008 | 8.129.949,60 | 8.245.257,24 | 1,418% |
| Brasnorte | 003/2008 | 28.123.450,32 | 28.492.706,13 | 1,313% |
| COPEL-GT | 060/2001 | 505.430.056,06 | 510.838.973,03 | 1,070% |
| CGT | 010/2005 | 157.671.784,43 | 159.358.859,23 | 1,070% |
| CGT | 057/2001 | 989.436.929,14 | 998.623.484,12 | 0,928% |
| IESUL | 016/2008 | 13.774.426,16 | 13.892.123,70 | 0,854% |
| CHESF | 061/2001 | 3.561.279.782,31 | 3.588.679.955,27 | 0,769% |
| CEMIG-GT | 006/1997 | 785.390.874,01 | 791.281.097,63 | 0,750% |
| STC | 006/2006 | 48.133.010,77 | 48.489.363,56 | 0,740% |
| ELETRONORTE | 058/2001 | 1.870.931.125,50 | 1.883.161.498,71 | 0,654% |
| FURNAS | 062/2001 | 5.270.286.817,75 | 5.297.556.199,85 | 0,517% |
| CHESF | 007/2005 | 29.338.149,30 | 29.423.351,48 | 0,290% |
| CEEE-GT | 055/2001 | 853.867.519,82 | 856.297.919,31 | 0,285% |
| IE Pinheiros | 015/2008 | 38.905.713,56 | 39.008.120,40 | 0,263% |
| TAESA | 081/2002 | 50.610.141,33 | 50.738.227,78 | 0,253% |
| CELG G&T | 063/2001 | 191.406.831,27 | 191.849.378,14 | 0,231% |
| ATE III | 001/2006 | 127.710.613,69 | 127.934.939,12 | 0,176% |
| CTEEP | 059/2001 | 2.902.606.409,86 | 2.907.643.861,29 | 0,174% |
| ELETRONORTE | 002/2009 | 17.475.127,82 | 17.505.049,33 | 0,171% |
| ATE VII | 013/2007 | 14.882.860,61 | 14.905.138,28 | 0,150% |
| SMTE | 003/2006 | 149.242.342,76 | 149.436.060,80 | 0,130% |
| ITATIM | 007/2009 | 72.886.333,37 | 72.942.745,96 | 0,077% |
| EBTE | 011/2008 | 48.888.985,46 | 48.920.859,58 | 0,065% |
| PEDRAS | 017/2008 | 14.684.862,97 | 14.694.191,66 | 0,064% |
| PANTANAL | 018/2013 | 9.414.950,73 | 9.420.923,48 | 0,063% |
| EATE | 042/2001 | 261.210.556,56 | 261.319.715,89 | 0,042% |
| IE Pinheiros | 012/2008 | 11.475.500,82 | 11.479.594,48 | 0,036% |
| ELETRONORTE | 010/2009 | 75.295.985,76 | 75.319.564,14 | 0,031% |
| ELETRONORTE | 022/2009 | 42.336.696,10 | 42.348.485,29 | 0,028% |

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.

| Concessionária | Contrato | RAP REH nº 2.725/2020 | RAP com alterações | Variação (%) |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| PCTE | 002/2007 | 43.676.149,98 | 43.687.680,61 | 0,026% |
| CGT | 005/2006 | 46.143.352,27 | 46.152.284,16 | 0,019% |
| INTESA | 002/2006 | 168.871.240,70 | 168.903.739,39 | 0,019% |
| EVOLTZ IV | 008/2007 | 21.227.080,37 | 21.229.482,40 | 0,011% |
| CATXERÊ | 011/2009 | 63.955.427,44 | 63.961.523,95 | 0,010% |
| SÃO PEDRO | 015/2013 | 46.533.005,09 | 46.537.306,28 | 0,009% |
| BRILHANTE | 008/2009 | 47.808.406,95 | 47.812.569,46 | 0,009% |
| CHESF | 019/2012 | 44.065.330,34 | 44.068.026,89 | 0,006% |
| SÃO JOÃO | 008/2013 | 49.834.778,18 | 49.837.741,36 | 0,006% |
| TSLE | 020/2012 | 121.773.837,83 | 121.780.836,48 | 0,006% |
| LTT | 004/2006 | 121.510.090,39 | 121.516.879,55 | 0,006% |
| IENNE | 001/2008 | 48.862.723,61 | 48.865.381,97 | 0,005% |
| AFLUENTE T | 001/2010 | 40.283.400,60 | 40.285.074,61 | 0,004% |
| BMTE | 014/2014 | 629.564.918,16 | 629.582.188,77 | 0,003% |
| Coqueiros | 019/2008 | 7.609.326,60 | 7.609.503,34 | 0,002% |
| VCTE | 003/2005 | 82.965.967,94 | 82.965.335,44 | -0,001% |
| ITE | 001/2005 | 270.598.943,85 | 270.576.866,70 | -0,008% |
| COPEL-GT | 006/2008 | 1.119.385,72 | 1.119.265,23 | -0,011% |
| FURNAS | 034/2001 | 174.424.131,35 | 174.397.726,03 | -0,015% |
| PPTE | 009/2005 | 137.756.927,17 | 137.735.281,58 | -0,016% |
| Transirapé | 012/2005 | 41.048.192,00 | 41.000.720,80 | -0,116% |
| TAESA | 011/2005 | 275.494.698,60 | 275.105.969,64 | -0,141% |
| Demais Contratos | 10.511.066.418,25 | 10.511.066.635,91 | 0,000% |  |
| TOTAL | 31.373.219.900,46 | 31.477.175.835,36 | 0,331% |  |

Tabela 5 - PA homologada pela REH nº 2.725/2020 e após análise dos recursos.

| Concessionária | Contrato | PA REH nº 2.725/2020 | PA com alterações | Variação (%) |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| CELG G&T | 063/2001 | 5.079.687,09 | 8.136.162,86 | 60,171% |
| CGT | 010/2005 | 3.412.138,33 | 5.111.689,73 | 49,809% |
| CEMIG-GT | 006/1997 | 44.369.153,89 | 66.175.301,36 | 49,147% |
| PPTE | 009/2005 | -148.719,56 | -194.824,37 | 31,001% |
| TAESA | 011/2005 | -2.544.340,54 | -3.244.422,31 | 27,515% |
| ELETRONORTE | 002/2009 | 108.215,88 | 131.231,08 | 21,268% |
| IESUL | 016/2008 | 547.629,38 | 663.875,87 | 21,227% |
| COPEL-GT | 060/2001 | 37.834.153,07 | 44.132.684,43 | 16,648% |
| CGT | 057/2001 | 67.412.927,51 | 77.149.844,57 | 14,444% |
| CTEEP | 059/2001 | 234.097.852,52 | 267.151.469,45 | 14,120% |
| FURNAS | 062/2001 | 549.702.279,00 | 616.756.037,44 | 12,198% |
| ITATIM | 007/2009 | 853.419,75 | 951.378,04 | 11,478% |
| CHESF | 061/2001 | 521.744.852,41 | 572.001.435,16 | 9,632% |
| ETAUSA | 082/2002 | 1.785.804,29 | 1.941.062,01 | 8,694% |
| ELETRONORTE | 058/2001 | 307.455.124,36 | 331.312.300,32 | 7,760% |
| ELETRONORTE | 007/2008 | 686.799,76 | 739.397,20 | 7,658% |
| IE Pinheiros | 015/2008 | 541.949,11 | 580.897,03 | 7,187% |
| ELETRONORTE | 012/2009 | 4.375.380,00 | 4.579.383,22 | 4,663% |
| EVRECY | 020/2008 | -670.914,78 | -697.761,46 | 4,002% |
| CHESF | 006/2009 | 995.585,20 | 1.031.506,26 | 3,608% |
| COPEL-GT | 006/2008 | -10.112,63 | -10.410,84 | 2,949% |
| ELETRONORTE | 010/2009 | 1.310.302,85 | 1.334.770,20 | 1,867% |

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.

| Concessionária | Contrato | PA REH nº 2.725/2020 | PA com alterações | Variação (%) |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| IE Pinheiros | 012/2008 | 270.209,80 | 274.253,00 | 1,496% |
| PANTANAL | 018/2013 | 252.911,87 | 256.262,34 | 1,325% |
| FURNAS | 034/2001 | -2.871.756,44 | -2.902.213,84 | 1,061% |
| PEDRAS | 017/2008 | 467.298,70 | 471.637,19 | 0,928% |
| ATE VII | 013/2007 | 1.676.384,53 | 1.691.809,12 | 0,920% |
| EBTE | 011/2008 | 1.222.806,24 | 1.232.229,16 | 0,771% |
| CHESF | 007/2005 | -605.705,03 | -610.013,47 | 0,711% |
| BRILHANTE | 008/2009 | 630.247,62 | 633.221,24 | 0,472% |
| CGT | 624/2014 (Port. MME) | -1.179.531,99 | -1.184.573,73 | 0,427% |
| ITE | 001/2005 | -10.106.583,43 | -10.142.015,09 | 0,351% |
| LUMITRANS | 007/2004 | -345.687,37 | -346.336,57 | 0,188% |
| IENNE | 001/2008 | 3.675.353,98 | 3.679.627,21 | 0,116% |
| Coqueiros | 019/2008 | 151.857,60 | 151.958,44 | 0,066% |
| VCTE | 003/2005 | -815.400,28 | -815.593,33 | 0,024% |
| ENTE | 085/2002 | -2.168.993,30 | -2.168.943,37 | -0,002% |
| SÃO JOÃO | 008/2013 | -34.649.435,92 | -34.647.976,65 | -0,004% |
| ETEP | 043/2001 | -460.970,05 | -460.932,98 | -0,008% |
| INTESA | 002/2006 | -10.852.409,74 | -10.833.913,35 | -0,170% |
| LTT | 004/2006 | -1.264.898,52 | -1.261.024,96 | -0,306% |
| CATXERÊ | 011/2009 | -710.396,09 | -707.017,97 | -0,476% |
| BMTE | 014/2014 | -1.670.189,98 | -1.660.313,67 | -0,591% |
| CHESF | 019/2012 | -495.022,24 | -491.923,10 | -0,626% |
| TSLE | 020/2012 | -634.073,78 | -628.385,37 | -0,897% |
| EATE | 042/2001 | -2.106.633,02 | -2.079.264,69 | -1,299% |
| CGT | 005/2006 | -479.651,51 | -469.951,29 | -2,022% |
| PCTE | 002/2007 | -460.788,29 | -450.519,86 | -2,228% |
| ELETRONORTE | 022/2009 | -420.031,86 | -407.641,73 | -2,950% |
| SMTE | 003/2006 | -1.590.697,31 | -1.542.267,81 | -3,045% |
| Transirapé | 012/2005 | 1.773.586,99 | 1.711.061,53 | -3,525% |
| CEEE-GT | 055/2001 | 138.135.644,68 | 133.257.932,32 | -3,531% |
| EVOLTZ IV | 008/2007 | -197.393,97 | -183.721,56 | -6,926% |
| COPEL-GT | 010/2010 | -271.202,30 | -248.278,71 | -8,453% |
| IE ITAPURA | 042/2017 | -6.524,42 | -5.928,11 | -9,140% |
| STC | 006/2006 | -769.402,98 | -680.314,78 | -11,579% |
| TAESA | 081/2002 | -190.402,76 | -158.381,13 | -16,818% |
| LTTE | 020/2011 | -2.552.579,57 | -2.107.684,61 | -17,429% |
| ATE III | 001/2006 | -723.566,53 | -573.346,90 | -20,761% |
| AFLUENTE T | 001/2010 | -72.881,80 | -46.977,44 | -35,543% |
| CAIUÁ-T | 007/2012 | 66.856,24 | 41.301,67 | -38,223% |
| SÃO PEDRO | 015/2013 | -2.542.166,26 | -688.842,16 | -72,903% |
| IE ITAPURA | 021/2018 | -2.531,05 | 0,00 | -100,000% |
| MA II | 032/2017 | -776.539,48 | 58.169,78 | -107,491% |
| Brasnorte | 003/2008 | -76.556,55 | 716.918,73 | -1036,456% |
| Demais Contratos | -98.006.968,80 | -98.006.968,75 | 0,000% |  |
| TOTAL | 1.747.184.752,52 | 1.963.398.122,00 | 12,375% |  |

VI - DA RECOMENDAÇÃO
281. Recomenda-se juntar esta nota técnica ao Processo nº 48500.000729/2020-23 e o seu

da Nota Técnica nº 112/2021 – SGT/ANEEL, de 07/06/2021.
encaminhamento à Diretoria Colegiada da ANEEL com vistas a fornecer subsídios à análise e decisão
quanto à matéria nela tratada.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
ALINE MOURA DE MELO SOUZA DENIS PEREZ JANNUZZI
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
JORGE CAETANO PEREIRA JÚNIOR WENDELL CASSEMIRO DA SILVA
Especialista em Regulação Técnico Administrativo
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
DOCUMENTO ASSINADO DIGITALMENTE POR:
DAVI ANTUNES LIMA, DENIS PEREZ JANNUZZI, ALINE MOURA DE MELO SOUZA, WENDELL CASSEMIRO DA SILVA

Anexo I
Valores (em R$) consolidados das parcelas das receitas anuais permitidas das concessionárias de transmissão - Período de 07/2020 a 06/2021.
Transmissora: AETE - AETE - AMAZÔNIA EMPRESA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 06.001.492/0001-16
Concessão: 008/2004 - LT Coxipó - Cuiabá - Rondonópolis RAP: 32.205.000,08

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
32.175.146,47 29.853,61
Transmissora: AFLUENTE T - AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. CNPJ: 10.338.320/0001-00
Concessão: 001/2010 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 40.285.074,61

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBSE RBNI ACESSO RMEL RBSE RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
10.677.122,53 15.062.286,73 409.519,51 2.711.417,26 5.706.620,57 167.544,73 5.550.563,28
Transmissora: AMAZONAS GT - AMAZONAS GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A CNPJ: 17.957.780/0001-65
Concessão: 706/2016 (Port. MME) - Instalações incorporadas à Rede Básica do SIN pertencentes à Amazonas Geração e RAP: 63.415.605,26
Transmissão de Energia S/A.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBSE RBNI ACESSO RMEL RBSE RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
31.237.337,04 32.178.268,22
Transmissora: ARARAQUARA - ARARAQUARA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A CNPJ: 10.542.659/0001-23
Concessão: 014/2009 - SE Araraquara 2 500/440KV - 3750 MVA LT Araraquara 2 - Araraquara Furnas C1 e C2 - 500kV LT Araraquara RAP: 25.253.097,58
2 - Araraquara CTEEP C1 e C2 - 440kV

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
25.253.097,58
Transmissora: ARCOVERDE - ARCOVERDE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. CNPJ: 28.008.887/0001-83
Concessão: 035/2017 - LT 230 kV Garanhuns II - Arcoverde II, com 89 km; LT 230 kV Caetés II - Arcoverde II, com 50 km; SE 230/69 RAP: 27.317.359,05
kV Arcoverde II - 2 x 100 MVA; SE 230/69 kV Garanhuns II - novo pátio 69 kV - 2 x 100 MVA

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
18.036.229,72 7.509.815,76 1.771.313,57
Transmissora: ARGO III - ARGO III TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. CNPJ: 27.847.022/0001-48
Concessão: 049/2017 - LT 230 kV Samuel - Ariquemes C4, com 145 km; LT 230 kV Ariquemes - Ji-Paraná C4, com 165 km; SE Ji- RAP: 18.813.773,94
Paraná - Compensador Síncrono (-90/+150) Mvar; SE Ariquemes - Compensador Síncrono (-90/+150) Mvar; SE 230/138 kV Jaru - (3 +
1 R) x 16,67 MVA; SE 230/69 kV Coletora Porto Velho - (novo pátio 69 kV) - 1 x 100 MVA

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
18.813.773,94

Transmissora: ARGO - ARGO TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. CNPJ: 24.624.490/0001-65
Concessão: 009/2016 - LTs 500 kV Bacabeira- Parnaíba III C1 e C2, CS, com aproximadamente 312 km cada; LT 500 kV Parnaíba III - RAP: 478.729.155,55
Acaraú III, CS, com aproximadamente 191 km; LT 500 kV Acaraü III - Pecém II, CS, com aproximadamente 161 km; LT 500 kV Acaraú
III - Tianguá II, CS, com aproximadamente 150 km;SE Bacabeira 500 kV; SE Parnaíba III 500 kV e Compensador Estático (-150/300)
Mvar; SE Acaraú II 500 kV; e SE Tianguá II 500 kV.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
478.729.155,55
Transmissora: ARTEON - ARTEON Z1 ENERGIA S.A. CNPJ: 28.228.019/0001-09
Concessão: 029/2017 - SE 500/138 kV Resende (novo pátio 138 kV) (3 + 1 Res) x 100 MVA; RAP: 8.020.756,37

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
2.256.689,37 4.520.812,16 1.243.254,84
Transmissora: Z2 - ARTEON Z2 ENERGIA S.A. CNPJ: 28.454.067/0001-15
Concessão: 045/2017 - SE 230/69-13,8 kV Caxias II - 2 x 100 MVA; SE 230/69 kV Boa Esperança II (pátio novo 69 kV) - 2 x 100 MVA; RAP: 11.795.001,95
SE 230/69 kV Teresina II (pátio novo 69 kV) - 2 x 150 MVA.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
2.484.956,55 6.940.851,16 2.025.125,39 344.068,85
Transmissora: ATE III - ATE III TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 07.002.685/0001-54
Concessão: 001/2006 - Interligação Norte-Sul III (Trecho 1) LT Marabá - Itacaiunas 500 kV LT Itacaiunas - Colinas 500 kV LT RAP: 127.934.939,12
Itacaiunas - Carajás 500 kV SE Itacaiunas Transformação

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
118.877.613,91 8.825.389,91 231.935,30
Transmissora: ATLÂNTICO - ATLÂNTICO - CONCESSIONARIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO BRASIL S. A. CNPJ: 12.402.255/0001-60
Concessão: 016/2010 - LT Integradora - Xinguara, CS, em 230 kV SE Xinguara - 230/138 kV SE Carajás - 230/138 kV RAP: 12.778.522,51

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
5.436.999,61 99.218,60 3.417.345,32 1.874.183,93 1.344.163,38 606.611,67
Transmissora: BMTE - BELO MONTE TRANSMISSORA DE ENERGIA SPE S.A. CNPJ: 20.223.016/0001-70
Concessão: 014/2014 - Estação Conversora CA/CC, ±800 kV, 4.000 MW, junto à SE 500 kV Xingu; Estação Conversora CA/CC, ±800 RAP: 629.582.188,77
kV, 3.850 MW, junto à SE 500 kV Estreito; Linha de Transmissão em Corrente Contínua de ±800 kV Xingu - Estreito.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
616.441.302,88 13.140.885,89

Transmissora: Brasnorte - BRASNORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A CNPJ: 09.274.998/0001-97
Concessão: 003/2008 - LT Jauru - Juba CD 230kV SE Juba 230/138kV LT Brasnorte - Nova Mutum CD 230kV SE Brasnorte 230/138kV RAP: 28.492.706,13

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
22.841.744,56 3.178.106,22 34.074,21 2.292.970,79 25.660,72 113.617,50 6.532,13
Transmissora: BRILHANTE II - BRILHANTE II TRANSMISSORA DE ENERGIA SA CNPJ: 16.539.825/0001-19
Concessão: 021/2012 - SE Sidrolândia 230/138kV, 2x110MVA RAP: 4.566.895,03

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
3.383.155,84 1.183.739,19
Transmissora: BRILHANTE - BRILHANTE TRANSMISSORA DE ENERGIA SA CNPJ: 10.552.848/0001-87
Concessão: 008/2009 - LT Chapadão Imbirussu - 230 kV; LT Imbirussu Sidrolândia - 230 kV; LT Sidrolândia Anastácio - 230 kV; RAP: 47.812.569,46
± ± ±
SE Sidrolândia 230/138 kV; SE Rio brilhante 230/138 kV; SE Ivinhema 230/138 kV

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
34.309.104,34 891.834,15 27.764,77
IEG ICG

RIEG RIEGNI RICG RICGNI
4.749.269,69 7.834.596,51
Transmissora: CPTE - CACHOEIRA PAULISTA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 05.336.882/0001-84
Concessão: 084/2002 - LT Tijuco Preto - Cachoeira Paulista RAP: 51.383.426,78

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
51.383.426,78
Transmissora: CAIUÁ-T - CAIUÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A CNPJ: 14.832.534/0001-99
Concessão: 007/2012 - LT Umuarama - Guaíra, CS, 230 kV LT Cascavel Oeste - Cascavel Norte, C2, 230 kV SE Santa Quitéria - SF6, RAP: 24.132.059,58
230/69-13,8 kV (isolada para 138 kV e operando inicialmente em 69 kV), 2 x 150 MVA e 230/13,8 kV, 2 x 50 MVA SE Cascavel Norte,
230/138-13,8 kV, 2 x 150 MVA

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
8.731.473,33 9.954.287,36 5.446.298,89
Transmissora: Caldas Novas - CALDAS NOVAS TRANSMISSÃO S.A. CNPJ: 13.317.273/0001-06
Concessão: 003/2011 - SE Corumbá RAP: 5.056.041,10

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
953.307,56 3.295.641,90 807.091,64

Transmissora: CANARANA - CANARANA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 24.876.026/0001-66
Concessão: 016/2016 - LT 230kV - SEs Paranatinga e Canarana, em circuito simples RAP: 68.816.697,29

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
62.298.924,04 4.377.573,96 2.140.199,29
Transmissora: CANTAREIRA - CANTAREIRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A CNPJ: 20.732.109/0001-20
Concessão: 019/2014 - LT 500kV Estreito - Fernão Dias CD RAP: 106.520.155,90

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
106.520.155,90
Transmissora: CATXERÊ - CATXERÊ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A CNPJ: 10.542.732/0001-67
Concessão: 011/2009 - LT Cuiabá - Ribeirãozinho CS 500kV LT Ribeirãozinho - Rio Verde Norte CS 500KV RAP: 63.961.523,95

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
59.710.634,90 4.250.889,05
Transmissora: CELG G&T - CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. CNPJ: 07.779.299/0001-73
Concessão: 003/2015 - LT Itumbiara - Parnaíba, em 230 kV RAP: 2.209.510,62

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
2.209.510,62
Concessão: 004/2016 - SE 500 kV Luziânia - Compensador Estático 500 kV - (-150/+300) Mvar RAP: 22.788.435,86

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
22.788.435,86
Concessão: 063/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 191.849.378,14

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBSE RBNI ACESSO RMEL RBSE RBNI RMEL RPC RCDM RMEL RPC RCDM RMEL
89.710.804,42 9.788.330,19 419.088,48 54.778.895,12 34.132.935,61 1.804.894,56 1.214.429,76
Transmissora: CEMIG-GT - CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A CNPJ: 06.981.176/0001-58
Concessão: 006/1997 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 791.281.097,63

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBSE RBNI ACESSO RMEL RBSE RBNI RMEL RPC RCDM RMEL RPC RCDM RMEL
493.144.785,02 86.167.372,22 6.626.721,53 83.076.174,52 42.432.428,18 3.062.375,83 57.309.759,05 17.279.928,09 1.920.472,46 57.358,46 203.722,27
Concessão: 079/2000 - SE Itajubá RAP: 27.807.664,69

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
13.391.196,86 98.528,55 9.340.003,83 996.622,21 230.829,52 3.750.483,72

Transmissora: ELETRONORTE - CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S/A ELETRONORTE CNPJ: 00.357.038/0001-16
Concessão: 001/2009 - LT Ribeiro Gonçalves - Balsas - 230 kV SE Ribeiro Gonçalves - 500/230/69 kV SE Balsas 230/69 kV RAP: 21.210.260,70

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
8.694.232,00 7.968.773,15 1.030.058,80 2.808.082,56 466.749,62 242.364,57
Concessão: 002/2009 - SE Miranda II - 500/230 kV (450 MVA) RAP: 17.505.049,33

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
10.606.318,20 6.865.434,96 33.296,17
Concessão: 004/2011 - SE Lucas do Rio Verde 230/138 kV RAP: 2.975.801,13

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
753.847,66 1.553.032,69 668.920,78
Concessão: 007/2008 - LT São Luís 2 - São Luís 3 230kV SE São Luís 3 230/69kV RAP: 8.245.257,24

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
2.738.747,31 302.727,61 801.656,33 2.277.708,79 79,85 29.631,29 2.094.706,06
Concessão: 009/2010 - LT Jorge Teixeira - Lechuga (ex-Cariri) - 230 kV RAP: 5.597.881,50

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
5.597.881,50
Concessão: 010/2009 - SE Coletora Porto Velho 500/230kV 2 Estações Conversoras CA/CC/CA Back-to-Back 400MW LT Coletora RAP: 75.319.564,14
Porto Velho - Porto Velho - C1 e C2 - 230kV

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
75.295.985,76 23.578,38
Concessão: 012/2009 - Estação Retificadora nº 01 CA/CC - 500/±600 kV - 3150 MW Estação Inversora nº 01 CC/CA ±600/500 kV - 2950 RAP: 243.708.239,06
MW

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
243.708.239,06
Concessão: 012/2011 - SE Miramar em 230/69 kV SE Tucuruí em 230/138 kV RAP: 6.383.811,11

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
652.334,26 3.242.001,77 2.489.475,08
Concessão: 013/2011 - SE Nobres em 230/138 kV RAP: 2.029.242,26

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
354.110,65 1.380.485,62 294.645,99
Concessão: 014/2012 - LT Lechuga - Jorge Teixeira, C3, 230 kV SE Lechuga, 230/138 kV 3x150 MVA RAP: 9.907.230,16

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
3.318.326,95 5.111.776,14 1.143.032,40 334.094,67

Transmissora: ELETRONORTE - CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S/A ELETRONORTE CNPJ: 00.357.038/0001-16
Concessão: 021/2009 - LT Jauru - Vilhena - Pimenta Bueno - Ji-Paraná - Ariquemes - Samuel - Porto Velho - C3 - 230kV RAP: 78.052.552,01

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
74.131.194,58 3.921.357,43
Concessão: 022/2009 - LT Porto Velho - Abunã - Rio Branco - C2 - 230kV RAP: 42.348.485,29

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
42.336.696,10 11.789,19
Concessão: 058/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 1.883.161.498,71

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBSE RBNI ACESSO RMEL RBSE RBNI RMEL RPC RCDM RMEL RPC RCDM RMEL
1.485.493.983,0

3 116.278.182,98 2.428.077,54 105.008.230,66 89.356.792,43 597.729,86 58.999.894,67 14.915.193,91 28.517,63 7.573.341,18 545.212,15 27.828,33
Transmissora: CGI - CGI - TRANSMISSORA CAMPINA GRANDE IGARAÇU S.A. CNPJ: 27.965.298/0001-20
Concessão: 041/2017 - LT 500 kV Campina Grande III - Pau Ferro, com 136 km RAP: 30.757.065,51

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
30.757.065,51
Transmissora: CGT - COMPANHIA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO SUL DO BRASIL - CNPJ: 02.016.507/0001-69
ELETROBRAS CGT ELETROSUL
Concessão: 002/2011 - SE Foz do Chapecó RAP: 8.483.857,25

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
524.821,28 3.567.040,12 1.970.381,60 1.463.973,02 257.618,20 568.488,21 131.534,82
Concessão: 004/2004 - LT Salto Santiago - Ivaiporã - Cascavel Oeste RAP: 75.004.933,67

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
74.981.683,85 21.367,31 1.882,51
Concessão: 004/2008 - LT P. Médici - Santa Cruz 1 230kV RAP: 6.494.790,60

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
6.494.790,60
Concessão: 005/2006 - LT Campos Novos - Pólo 525kV RAP: 46.152.284,16

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
46.132.791,77 17.863,78 1.628,61
Concessão: 005/2009 - SE Missões - 230/69 kV (150 MVA) RAP: 5.461.260,78

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
2.817.967,66 716,14 2.561.794,51 1.074,21 36.407,79 43.300,47

Transmissora: CGT - COMPANHIA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO SUL DO BRASIL - CNPJ: 02.016.507/0001-69
ELETROBRAS CGT ELETROSUL
Concessão: 008/2014 - ± SE 230/138 kV Ivinhema 2, 2 x 150 MVA RAP: 3.617.919,13

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
1.193.492,85 2.132.928,40 291.497,88
Concessão: 010/2005 - LT Campos Novos - Blumenau C2 RAP: 159.358.859,23

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
101.977.970,66 57.376.334,11 4.554,46
Concessão: 011/2010 - SE Ijuí 2 SE Nova Petrópolis 2 SE Lajeado Grande SE Caxias 6 RAP: 16.715.639,26

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
3.915.556,34 152.298,13 7.684.967,70 3.364.428,79 1.439.383,54 159.004,76
Concessão: 012/2010 - LT Monte Claro - Garibaldi RAP: 3.561.941,84

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
3.561.941,84
Concessão: 057/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 998.623.484,12

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBSE RBNI ACESSO RMEL RBSE RBNI RMEL RPC RCDM RMEL RPC RCDM RMEL
748.603.127,95 41.713.463,95 4.381.700,68 59.283.900,86 22.213.095,93 232.139,00 104.957.876,99 16.552.952,98 409.725,72 269.257,12 6.242,94
Transmissora: Centroeste - COMPANHIA DE TRANSMISSÃO CENTROESTE DE MINAS CNPJ: 07.070.850/0001-05
Concessão: 004/2005 - LT Furnas - Pimenta C2 RAP: 20.798.300,34

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
20.798.300,34
Transmissora: CTEEP - COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA CNPJ: 02.998.611/0001-04
Concessão: 059/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 2.907.643.415,33

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBSE RBNI ACESSO RMEL RBSE RBNI RMEL RPC RCDM RMEL RPC RCDM RMEL
1.339.747.203,5
6 98.245.910,85 6.752.596,55 22.321.963,35 571.299.731,56 61.277.332,55 4.384.082,03 181.732.241,05 35.746.564,72 5.509.055,24 466.626.708,41 106.811.319,66 5.521.569,33
Transmissora: CEEE-GT - COMPANHIA ESTADUAL DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CEEE- CNPJ: 92.715.812/0001-31
GT
Concessão: 055/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 856.297.919,31

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBSE RBNI ACESSO RMEL RBSE RBNI RMEL RPC RCDM RMEL RPC RCDM RMEL
438.983.805,79 45.161.347,32 2.997.250,92 123.290.910,41 63.675.268,42 813.833,94 115.407.077,54 47.294.777,39 928.047,81 14.393.898,07 3.286.956,22 64.745,48

Transmissora: CEEE-GT - COMPANHIA ESTADUAL DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CEEE- CNPJ: 92.715.812/0001-31
GT
Concessão: 080/2002 - LT Presidente Médici - Pelotas 3 RAP: 14.787.463,64

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
14.787.463,64
Transmissora: CHESF - COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO CNPJ: 33.541.368/0001-16
Concessão: 004/2010 - LT São Luiz II - São Luiz III 230 kV - C2 SE Pecém II - 500/230 kV SE Aquiraz II - 230/69 kV RAP: 31.374.051,73

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
25.753.127,70 34.343,92 4.296.093,99 665.181,57 625.304,55
Concessão: 005/2008 - LT Jardim - Penedo 230kV SE Penedo 230/69kV RAP: 4.751.503,09

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
3.848.078,46 903.424,63
Concessão: 005/2012 - LT Jardim - Nossa Senhora do Socorro, CD, 230 kV LT Messias - Maceió II, CD, 230 kV SE Nossa Senhora do RAP: 19.247.239,98
Socorro 2, 230/69 kV x 150 MVA SE Maceió II, 230/69 kV, 2x200 MVA SE Poções II, 230/138kV, 2x100 MVA

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
7.228.992,71 9.248.788,74 2.769.458,53
Concessão: 006/2009 - SE Suape II - 500/230 kV (600 MVA) SE Suape III - 230/69 kV (200 MVA) RAP: 23.752.630,36

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
13.113.794,99 6.221.347,68 40.372,81 1.148.591,92 1.366.415,49 142.609,47 1.719.498,00
Concessão: 007/2005 - LT Milagres - Tauá RAP: 29.423.351,48

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
14.385.196,68 9.147.765,65 18.240,50 1.898.358,38 2.171.060,72 273.186,24 1.529.543,31
Concessão: 007/2010 - SE Camaçari IV - 500/230 kV RAP: 11.345.369,94

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
11.345.369,94
Concessão: 008/2005 - LT Milagres - Coremas C2 RAP: 9.278.805,67

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
9.278.805,67

Transmissora: CHESF - COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO CNPJ: 33.541.368/0001-16
Concessão: 008/2011 - Instalações de Rede Básica: LT Ceará-Mirim - João Câmara II, CS, em 500 kV; LT Ceará-Mirim - Campina RAP: 66.264.486,58
Grande III, CS, em 500 kV; LT Ceará-Mirim - Extremoz II, CS, em 230 kV; LT Campina Grande III Campina Grande II, CS, em 230 kV;
±
Subestação João Câmara II, 500 kV; Subestação Campina Grande III 500/230 kV; Subestação Ceará-Mirim 500/230 kV. ICG: Banco
de Transformadores 500/138kV na SE João Câmara II; SE João Câmara II 138 kV

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
37.615.117,33 11.379.974,03
IEG ICG

RIEG RIEGNI RICG RICGNI
6.668.004,27 10.601.390,95
Concessão: 009/2011 - Instalações de Rede Básica: LT Morro do Chapéu ± Irecê, CS, 230 kV e Subestação Morro do Chapéu 230 kV. RAP: 5.783.478,93
ICG: Transformador 230/69 kV, 150 MVA na SE Morro do Chapéu; SE Morro do Chapéu 69 kV.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
3.817.093,86
IEG ICG

RIEG RIEGNI RICG RICGNI
1.966.385,07
Concessão: 010/2007 - LT Ibicoara - Brumado II - 230 KV RAP: 15.874.733,89

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
7.492.867,68 5.772.360,08 4.908,24 1.432.286,06 82.873,83 1.088.115,24 1.322,76
Concessão: 010/2011 - Instalações de Rede Básica: LT Paraíso ± Lagoa Nova, CS, em 230 kV; Subestação lagoa Nova, 230 kV; e RAP: 13.248.136,05
Subestação Ibiapina 230 kV. ICG: Transformadores 230/69 kV 2x150 MVA na SE Lagoa Nova Transformadores 230/69 kV 2x100
MVA na SE Ibiapina; SE Lagoa Nova 69 kV; SE Ibiapina 69 kV.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
5.642.936,74 42.109,40
IEG ICG

RIEG RIEGNI RICG RICGNI
5.607.312,83 1.955.777,08
Concessão: 012/2007 - LT Picos - Tauá - 230 kV LT Paraíso ? Açu II - 230 kV RAP: 12.303.284,89

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
12.303.284,89
Concessão: 013/2010 - SE Arapiraca III RAP: 10.348.693,09

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
4.992.932,36 71.981,57 10.647,96 3.051.850,36 1.603.482,39 391.441,94 226.356,51
Concessão: 014/2008 - LT 230 kV Eunápolis - Teixeira de Freitas II C1, SE Teixeira de Freitas II e instalações associadas na SE RAP: 7.603.991,35
Eunápolis.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
4.126.995,67 80.610,02 645.524,69 2.378.916,15 371.944,82

Transmissora: CHESF - COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO CNPJ: 33.541.368/0001-16
Concessão: 014/2010 - SE Pólo RAP: 5.438.987,26

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
399.542,08 128.773,47 719.523,64 3.485.091,70 410.548,47 295.507,90
Concessão: 017/2009 - LT Pau Ferro - Santa Rita II - 230kV LT Paulo Afonso III - Zebu - 230kV SE Santa Rita II - 230/69kV SE Zebu - RAP: 24.539.878,66
230/69kV SE Natal III - 230/69kV

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
6.058.789,25 171.018,18 27.601,25 11.222.301,84 3.826.976,80 2.835.659,77 175.078,71 222.452,86
Concessão: 017/2011 - LT Teresina II - Teresina III, CD, em 230 kV SE Teresina III em 230/69 kV RAP: 11.746.043,38

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
5.574.968,61 59.767,65 3.401.161,34 1.920.058,82 790.086,96
Concessão: 017/2012 - SE Mirueira II, em 230/69 kV, 2 x 150 MVA; SE Jaboatão II, em 230/69 kV, 2 x 150 MVA RAP: 11.788.085,60

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
2.575.741,48 7.590.303,54 1.622.040,58
Concessão: 018/2009 - LT Eunápolis - Teixeira de Freitas II C2 - 230 kV RAP: 8.448.360,10

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
8.448.360,10
Concessão: 018/2012 - LT Mossoró II - Mossoró IV, CS, em 230 kV; LT Ceará-Mirim II - Touros, CS, em 230 kV; LT Russas - Banabuiu RAP: 11.945.685,18
C2, CS, em 230 kV; SE Touros, 230 kV; e, SE Mossoró IV, 230 kV.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
7.314.148,46
IEG ICG

RIEG RIEGNI RICG RICGNI
4.631.536,72
Concessão: 019/2010 - LT Paraíso - Açu II, 3º CS, em 230 kV LT Açu II Mossoró II 2º CS, em 230 kV LT Extremoz II João Câmara RAP: 15.633.667,07
± ±
CS, em 230 kV SE Extremoz II, 230 kV SE João Câmara, 230 kV

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
8.247.231,02 2.198.564,58 16.475,78
IEG ICG

RIEG RIEGNI RICG RICGNI
2.886.258,70 2.285.136,99
Concessão: 019/2012 - LT Igaporã II - Igaporã III C1, CS, 230 kV; LT Igaporã II - Igaporã III C2, CS, 230 kV; LT Igaporã III - Pindaí II, RAP: 44.068.026,89
CS, 230 kV; SE Igaporã III, em 500/230 kV, (6+1) x 250 MVA; e, SE Pindaí II, 230 kV.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
22.946.175,53 18.121.059,87
IEG ICG

RIEG RIEGNI RICG RICGNI
3.000.791,49

Transmissora: CHESF - COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO CNPJ: 33.541.368/0001-16
Concessão: 020/2010 - LT Igaporã - Bom Jesus da Lapa II, CS, em 230 kV SE Igaporã 230 kV RAP: 9.636.895,72

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
4.355.598,86 82.684,73 452.713,02
IEG ICG

RIEG RIEGNI RICG RICGNI
2.369.492,56 2.376.406,55
Concessão: 021/2010 - LT Sobral III - Acaraú II, CS 230 kV SE Acaraú II 230 kV RAP: 7.577.749,04

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
4.794.894,38
IEG ICG

RIEG RIEGNI RICG RICGNI
2.782.854,66
Concessão: 061/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 3.588.679.955,27

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBSE RBNI ACESSO RMEL RBSE RBNI RMEL RPC RCDM RMEL RPC RCDM RMEL
2.741.379.892,4

3 152.120.452,13 22.604.016,46 297.625.332,17 86.171.876,75 2.131.074,31 214.477.872,04 28.834.516,24 3.622.866,67 22.945.763,39 16.500.560,03 265.732,65
Transmissora: Transirapé - COMPANHIA TRANSIRAPÉ DE TRANSMISSÃO CNPJ: 07.153.003/0001-04
Concessão: 012/2005 - LT Irapé - Araçuaí 230 kV RAP: 41.000.720,80

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
20.814.999,49 9.484.597,10 4.741.792,99 4.290.718,94 386.555,89 1.282.056,39
Transmissora: TRANSLESTE - COMPANHIA TRANSLESTE DE TRANSMISSÃO CNPJ: 05.974.828/0001-64
Concessão: 009/2004 - LT Montes Claros - Irapé RAP: 35.663.626,63

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
35.663.626,63
Transmissora: Transudeste - COMPANHIA TRANSUDESTE DE TRANSMISSÃO CNPJ: 07.085.630/0001-55
Concessão: 005/2005 - LT Itutinga - Juiz de Fora RAP: 30.231.364,07

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
30.231.364,07
Transmissora: COPEL-GT - COPEL GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. CNPJ: 04.370.282/0001-70
Concessão: 002/2013 - LT 230 kV Assis - Paraguaçu Paulista II, CD SE 230/88 kV Paraguaçu Paulista II (3+1R) x 50 MVA RAP: 9.736.112,56

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
5.160.921,28 274.111,27 2.468.919,70 496.314,63 1.335.845,68

Transmissora: COPEL-GT - COPEL GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. CNPJ: 04.370.282/0001-70

Concessão: 005/2014 - LT 230 kV Bateias Curitiba Norte; SE 230/138 kV Curitiba Norte MVA. RAP: 10.239.975,34
± ±

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
5.280.664,52 78.164,78 3.352.061,30 923.092,02 605.992,72
Concessão: 006/2008 - LT Bateias - Pilarzinho 230kV RAP: 1.119.265,23

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
1.108.932,03 10.333,20
Concessão: 006/2016 - LT 525kV Curitiba Leste - Blumenau C1; LT 230 kV Uberaba - Curitiba Centro C1 e C2 (Subterrânea); SE RAP: 80.478.465,96
230/138 kV Curitiba Centro (SF6) - 230/138 kV - 2 x ATF 150 MVA; SE 230/138 kV Medianeira (pátio novo 230 kV) - 2 x 150 MVA; LT
230 kV Baixo Iguaçu - Realeza; SE 230/138 kV Andirá Leste - 2 x ATR 150 MVA.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
46.377.784,10 22.481.638,30 11.619.043,56
Concessão: 010/2010 - LT Araraquara 2 - Taubaté - 500 kV RAP: 32.024.759,72

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
31.801.753,74 223.005,98
Concessão: 015/2010 - SE Cerquilho III RAP: 5.163.678,13

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
899.454,65 3.438.938,54 825.284,94
Concessão: 021/2014 - LT 230kV Foz do Chopim - Realeza SE Realeza 230/138kV - pátio novo em 230kV - 1 x 150MVA RAP: 7.954.224,94

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
5.669.309,08 1.844.251,80 440.664,06
Concessão: 022/2012 - LT 230kV Foz do Chopim - Salto Osório, C2 LT 230kV Londrina - Figueira, C2 RAP: 6.174.272,75

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
6.174.272,75
Concessão: 022/2014 - LT 500kV Assis - Londrina C2 RAP: 20.750.212,20

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
20.750.212,20
Concessão: 027/2009 - LT Foz do Iguaçu - Cascavel Oeste - 525kV RAP: 12.713.558,80

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
12.713.558,80
Concessão: 060/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 510.838.973,03

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBSE RBNI ACESSO RMEL RBSE RBNI RMEL RPC RCDM RMEL RPC RCDM RMEL
210.251.329,11 47.793.167,57 1.666.671,88 183.306.960,14 15.008.193,42 566.273,15 38.130.250,45 13.914.474,93 201.652,38

Transmissora: COPEL-GT - COPEL GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. CNPJ: 04.370.282/0001-70
Concessão: 075/2001 - LT Bateias - Jaguariaíva RAP: 11.607.735,51

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
11.607.735,51
Transmissora: Coqueiros - Coqueiros Transmissora de Energia S.A CNPJ: 10.242.700/0001-46
Concessão: 019/2008 - LT 500 kV São Simão - Itaguaçu C1, LT 500 kV Itaguaçu - Barra dos Coqueiros 230 kV C1, SE Itaguaçu, SE RAP: 7.609.503,34
Barra dos Coqueiros 230 kV e instalações associadas na SE São Simão.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
7.501.699,96 95.694,00 12.109,38
Transmissora: COSTA OESTE - COSTA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 14.507.191/0001-97
Concessão: 001/2012 - LT Cascavel Oeste - Umuarama, CS, 230 kV; SE Umuarama 230/138 kV RAP: 12.781.567,51

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
9.360.625,21 394.066,24 2.116.394,70 910.481,36
Transmissora: MORRO AGUDO - CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA MORRO AGUDO LTDA. CNPJ: 21.986.001/0001-27
Concessão: 006/2015 - SE 500/138 kV Morro Agudo (nova) - (6+1R) x 133 MVA RAP: 14.599.987,83

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
3.008.516,65 9.440.892,99 2.150.578,19
Transmissora: CPFL TRANSMISSÃO - CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA PIRACICABA LTDA. CNPJ: 17.079.395/0001-62
Concessão: 003/2013 - SE 440/138/13,8 kV Piracicaba, (6+1R) x 133 MVA RAP: 12.295.143,42

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
2.893.864,26 6.952.655,35 2.448.623,81
Transmissora: MA II - EDP TRANSMISSÃO MA II S.A. CNPJ: 27.821.764/0001-02
Concessão: 032/2017 - LT 230 kV Coelho Neto - Chapadinha II, CS, com 74 km; LT 230 kV Miranda II - Chapadinha II, CS, com 129 RAP: 21.243.731,65
km; SE 230/69 kV Chapadinha II - 2 x 100 MVA

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
15.105.777,53 5.031.439,28 1.106.514,84
Transmissora: EDP - EDP TRANSMISSÃO S.A. CNPJ: 04.705.039/0001-65
Concessão: 021/2017 - SE 230/138 kV São Mateus 2 (nova) - (3+1R)x50 MVA; LT 230 kV Linhares 2 - São Mateus 2 - 113 km. RAP: 23.456.261,73

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
16.441.709,61 4.504.732,10 2.509.820,02

Transmissora: EATE - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A CNPJ: 04.416.935/0001-04
Concessão: 042/2001 - Interligação Norte - Nordeste C3 RAP: 261.319.715,89

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
252.298.008,49 8.987.655,53 34.051,87
Transmissora: EBTE - Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. CNPJ: 10.319.371/0001-94
Concessão: 011/2008 - LT 230 kV Parecis - Brasnorte C1 e C2, LT 230 kV Juína - Brasnorte C1 e C2, LT 230 kV Brasnorte - Juba C1 e RAP: 48.920.859,58
C2, LT 230 kV Nova Mutum - Sorriso C2, LT 230 kV Sorriso - Sinop C2, SE Parecis, SE Juína e instalações associadas nas SE
Brasnorte, SE Juba, SE Nova Mutum, SE Sorriso e SE Sinop.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
41.369.537,78 4.391.545,17 9.103,51 2.718.781,72 45,76 431.845,64
Transmissora: ECTE - Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A CNPJ: 03.984.987/0001-14
Concessão: 088/2000 - LT Campos Novos - Blumenau RAP: 56.825.209,47

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
56.783.327,22 11.097,31 30.784,94
Transmissora: ETEM - EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO MATO GROSSO S.A. - ETEM CNPJ: 11.589.522/0001-97
Concessão: 005/2010 - LT Nobres - Cuiabá 230 kV - CS LT Nova Mutum - Nobres 230 kV - C2 RAP: 13.754.802,97

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
13.699.557,99 55.244,98
Transmissora: ETVG - EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE VÁRZEA GRANDE S.A. - ETVG CNPJ: 12.385.102/0001-51
Concessão: 018/2010 - SE Várzea Grande - 230/138 kV RAP: 11.767.465,05

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
1.357.841,77 208.184,09 2.843.636,42 6.013.460,32 496.352,51 847.989,94
Transmissora: ETAUSA - EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ALTO URUGUAI S.A. CNPJ: 05.063.249/0001-60
Concessão: 082/2002 - LT Campos Novos - Lagoa Vermelha - Santa Marta RAP: 40.124.624,69

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
25.162.482,24 2.206.014,67 10.161.546,94 2.594.580,84
Transmissora: ETES - EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ESPÍRITO SANTO S.A. - ETES CNPJ: 08.600.252/0001-63
Concessão: 006/2007 - LT Mascarenhas - Verona SE Verona 230/138 kV RAP: 15.461.572,71

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
8.836.107,55 98.788,03 4.470.082,03 2.056.595,10

Transmissora: ETSE - EMPRESA DE TRANSMISSÃO SERRANA S.A CNPJ: 14.929.924/0001-81
Concessão: 006/2012 - SE Abdon Batista, 525/230 kV, (6 + 1 res.) x 224 MVA SE Gaspar 2, 230/138 kV, 2x150 MVA RAP: 21.485.184,44

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
16.034.311,69 78.941,29 2.457.898,72 1.893.517,17 1.020.515,57
Transmissora: EDTE - EMPRESA DIAMANTINA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. CNPJ: 24.870.962/0001-60
Concessão: 015/2016 - LT 500 kV Ibicoara - Poções III, com 165 km; LT 230 kV Poções III - Poções II CD, C1 e C2, 2 x 2,5 km;SE RAP: 70.444.969,37
500/230 kV Poções III - (3+1Res) x 200 MVA;

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
70.444.969,37
Transmissora: ENTE - Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A CNPJ: 05.321.987/0001-60
Concessão: 085/2002 - Expansão da Interligação Norte - Nordeste C4 RAP: 134.578.701,09

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
134.549.274,86 17.805,26 11.620,97
Transmissora: ETEP - Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A CNPJ: 04.416.923/0001-80
Concessão: 043/2001 - LT Tucuruí - Vila do Conde RAP: 58.788.368,61

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
58.581.301,10 15.179,93 191.887,58
Transmissora: ERTE - Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A CNPJ: 05.321.920/0001-25
Concessão: 083/2002 - LT Vila do Conde - Santa Maria RAP: 30.647.640,10

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
23.777.374,93 6.870.265,17
Transmissora: ESDE - Empresa Santos Dumont de Energia S.A. CNPJ: 11.004.138/0001-85
Concessão: 025/2009 - SE Santos Dumont - 345/138kV RAP: 14.363.003,72

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
9.241.657,38 2.467,27 4.113.641,49 1.005.237,58
Transmissora: ENCRUZO - ENCRUZO NOVO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A CNPJ: 12.285.462/0001-81
Concessão: 017/2010 - LT Miranda - Encruzo Novo, CS, em 230 kV SE Encruzo Novo 230/69 kV RAP: 14.680.305,19

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
11.421.881,57 102.881,61 961.160,99 1.727.944,94 466.436,08

Transmissora: ENERGISA GOIÁS I - ENERGISA GOIÁS TRANSMISSORA DE ENERGIA I S.A. CNPJ: 28.092.478/0001-08
Concessão: 024/2017 - LT 230 kV Rio Verde Norte - Jataí - CD, C1 e C2, com 136 km; SE 500/230 kV Rio Verde Norte (novo pátio 230 RAP: 41.124.690,03
kV) - (6 + 1 Res) x 224 MVA

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
41.124.690,03
Transmissora: EQTLT01 - EQUATORIAL TRANSMISSORA 1 SPE S.A. CNPJ: 26.845.650/0001-21
Concessão: 007/2017 - LT 500 kV Rio da Éguas - Barreiras II C2, com 251 km; RAP: 88.118.599,90

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
88.118.599,90
Transmissora: EQTLT02 - EQUATORIAL TRANSMISSORA 2 SPE S.A. CNPJ: 26.845.497/0001-32
Concessão: 008/2017 - LT 500 kV Barreiras II - Buritirama C1, com 213 km; SE 500 kV Buritirama (SE nova para conexões de linhas RAP: 79.917.202,80
e compensação de reativos).

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
79.917.202,80
Transmissora: EQTLT08 - EQUATORIAL TRANSMISSORA 8 SPE S.A. CNPJ: 27.967.244/0001-02
Concessão: 048/2017 - LT 230 kV Xingu - Altamira, C1, com 61 km; LT 230 kV Altamira - Transamazônica, C2, com 188 km; LT 230 RAP: 123.807.974,37
kV Transamazônica - Tapajós, C1, com 187 km; SE 230/138 kV Tapajós - 2 x 150 MVA; SE Tapajós - Compensador Síncrono (-75/
+150) Mvar; SE Rurópolis - Compensador Síncrono (-55/+110) Mvar;

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
107.991.309,06 3.502.976,19 11.169.397,28 1.144.291,84
Transmissora: ESPERANZA - ESPERANZA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 20.514.555/0001-69
Concessão: 018/2014 - LT 500kV Quixadá - Açu III LT 500kV Açu III - João Câmara III LT 500kV João Câmara III - Ceará Mirim II, C2 RAP: 69.885.378,51
LT 230kV João Câmara II - Ceará Mirim II, C2

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
67.614.373,39 2.271.005,12
Transmissora: ETAP - ETAP EMPRESA TRANSMISSORA AGRESTE POTIGUAR S.A. CNPJ: 25.224.629/0001-46
Concessão: 013/2016 - LT 230 kV João Câmara II - João Câmara III, circuito duplo RAP: 57.319.436,84

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
57.319.436,84
Transmissora: ETC - ETC - EMPRESA TRANSMISSORA CAPIXABA S.A. CNPJ: 25.224.658/0001-08
Concessão: 020/2016 - SE Rio Novo do Sul 345/138-13,8 KV, (6+1R) x 133,33 MVA RAP: 33.274.283,52

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
10.337.978,51 19.512.381,22 3.423.923,79

Transmissora: EVOLTZ IV - EVOLTZ IV - SÃO MATEUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 07.114.999/0001-49
Concessão: 008/2007 - LT Bateias - Curitiba - C2 - 525kV LT Canoinhas - São Mateus - C2 - 230kV RAP: 21.229.482,40

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
21.218.149,50 11.332,90
Transmissora: ATE V - EVOLTZ V - LONDRINA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 08.232.879/0001-09
Concessão: 009/2007 - LT Londrina - Maringá - C2 - 230kV LT Jagaraíva - Itararé II - 230kV SE Itararé 230kV RAP: 18.086.459,92

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
15.310.422,32 2.658.475,61 117.561,99
Transmissora: ATE VI - EVOLTZ VI - CAMPOS NOVOS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 08.635.011/0001-50
Concessão: 011/2007 - LT Campos Novos - Videira - 230kV LT Dona Francisca - Santa Maria 3 - C2 - 230kV SE Videira 230kV RAP: 21.846.223,68

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
16.358.262,54 77.093,70 3.185.023,06 2.074.193,38 151.651,00
Transmissora: ATE VII - EVOLTZ VII - FOZ DO IGUAÇU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 08.806.925/0001-36
Concessão: 013/2007 - LT Cascavel Oeste - Foz do Iguaçu 230/138kV RAP: 14.905.138,28

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
9.095.134,84 884.601,31 1.213.047,71 1.989.007,84 127.313,04 1.596.033,54
Transmissora: EVOLTZ VIII - EVOLTZ VIII - TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 10.515.756/0001-27
Concessão: 007/2011 - LT Itacaiúnas - Carajás - C3 RAP: 7.606.808,17

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
7.606.808,17
Transmissora: EVRECY - EVRECY PARTICIPAÇÕES LTDA. CNPJ: 08.543.286/0001-63
Concessão: 020/2008 - Diversos Empreendimentos. RAP: 13.444.605,01

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBSE RBNI ACESSO RMEL RBSE RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
8.137.113,97 70.057,24 2.819.518,76 3.934,49 2.203.133,02 207.260,80 3.586,73
Transmissora: ETEE - Expansion Transmissão de Energia Elétrica S.A CNPJ: 04.100.850/0001-12
Concessão: 096/2000 - Expansão da Interligação Norte - Sul RAP: 119.904.754,17

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
114.598.582,39 5.306.171,78

Transmissora: ETIM - Expansion Transmissão Itumbiara Marimbondo S.A CNPJ: 04.689.936/0001-22
Concessão: 086/2002 - LT Itumbiara - Marimbondo RAP: 48.556.202,64

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
48.448.961,41 9.621,71 97.619,52
Transmissora: Firminópolis - FIRMINOPOLIS TRANSMISSAO S.A. CNPJ: 24.253.735/0001-95
Concessão: 008/2016 - Linha de Transmissão Trindade - Firminópolis, em 230 kV RAP: 7.961.464,55

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
7.961.464,55
Transmissora: FOTE - FRONTEIRA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A CNPJ: 19.438.891/0001-90
Concessão: 007/2014 - LT 230 kV Santo Ângelo Maçambara; LT Pinhalzinho Foz do Chapecó C1; LT Pinhalzinho Foz do RAP: 20.884.476,85
± ± ±
Chapecó C2; SE 230/138 kV Pinhalzinho, 3 x 150 MVA; SE 230/138 kV Santa Maria 3, 2 x 83 MVA (novo pátio)

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
13.316.898,89 5.102.022,82 2.465.555,14
Transmissora: FURNAS - FURNAS-CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. CNPJ: 23.274.194/0001-19
Concessão: 003/2009 - LT Bom Despacho 3 - Ouro Preto 2 - 500 kV RAP: 11.559.051,67

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
11.559.051,67
Concessão: 006/2005 - LT Macaé - Campos C3 RAP: 22.635.570,72

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
22.570.298,22 65.272,50
Concessão: 006/2010 - LT Mascarenhas - Linhares 230 kV - CS SE Linhares - 230/138 kV RAP: 8.565.771,84

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
5.522.624,96 1.529.575,00 1.513.571,88
Concessão: 007/2006 - LT Tijuco Preto - Itapeti - Nordeste 345 kV RAP: 21.174.145,62

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
21.023.741,30 150.404,32
Concessão: 014/2011 - LT Xavantes Pirineus, CS, em 230 kV RAP: 4.203.694,44
±

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
4.203.694,44

Transmissora: FURNAS - FURNAS-CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. CNPJ: 23.274.194/0001-19
Concessão: 016/2012 - SE Zona Oeste, 500/138 kV (3+1 res.) x 300 MVA RAP: 9.477.420,29

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
2.476.147,49 1.588,35 6.789.320,96 210.363,49
Concessão: 034/2001 - Expansão da Interligação Sul - Sudeste RAP: 174.397.726,03

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
166.785.117,76 7.597.074,87 15.533,40
Concessão: 062/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 5.297.556.199,85

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBSE RBNI ACESSO RMEL RBSE RBNI RMEL RPC RCDM RMEL RPC RCDM RMEL
3.045.025.557,5 1.638.329.030,8

1 144.488.770,17 19.186.491,76 245.847.541,24 70.025.072,51 37.691.349,85 4 41.574.870,72 5.455.350,15 45.094.100,33 4.637.418,34 200.646,43
Transmissora: PARANAITA - GEOGROUP PARANAITA TRANSMISSORA DE ENERGIA SPE S.A. CNPJ: 24.950.223/0001-88
Concessão: 022/2016 - SE Paranaíta, em 500/138 kV, 3 x 50 MVA RAP: 10.048.367,85

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
2.364.046,95 6.505.647,35 1.178.673,55
Transmissora: GSTE - GIOVANNI SANGUINETTI TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 26.896.005/0001-38
Concessão: 011/2017 - LT 500 kV Açu III - Milagres II C2, com 292 km; LT 500 kV Açu III - João Câmara III C2, com 143 km. RAP: 129.590.454,39

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
126.230.641,62 3.359.812,77
Transmissora: GOIÁS - GOIÁS TRANSMISSÃO S.A CNPJ: 11.708.279/0001-89
Concessão: 002/2010 - LT Rio Verde - Trindade 500kV -CD; LT Trindade - Xavantes 230kV - CD; LT Trindade - Carajás 230kV - CD; SE RAP: 62.864.052,23
Trindade 500/230kV

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
54.844.697,57 8.019.354,66
Transmissora: TP SUL - GUARACIABA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A CNPJ: 15.286.437/0001-00
Concessão: 013/2012 - LT Ribeirãozinho - Rio Verde Norte, C3, CS, 500 kV LT Rio Verde Norte - Marimbondo II, CD, 500 kV SE RAP: 98.867.460,46
Marimbondo II, 500 kV Seccionamento das LTs 500 kV Marimbondo - Araraquara C1 e C2, na SE Marimbondo II

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
98.867.460,46

Transmissora: MARANHENSE - INTEGRAÇÃO MARANHENSE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A CNPJ: 14.871.900/0001-19
Concessão: 011/2012 - LT Açailândia - Miranda II, CS, 500 kV RAP: 36.416.945,69

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
36.415.986,31 959,38
Transmissora: INTESA - INTEGRAÇÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A CNPJ: 07.799.081/0001-80
Concessão: 002/2006 - Interligação Norte-Sul III (Trecho 2) LT Colinas - Miracema 500kV LT Miracema - Gurupi 500kV LT Gurupi - RAP: 168.903.739,39
Peixe Nova 500kV LT Peixe Nova - Serra da Mesa II 500kV SE Peixe Nova SE Serra da Mesa II

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
143.558.868,42 25.285.182,64 59.688,33
Transmissora: IE MINAS GERAIS - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DE MINAS GERAIS S.A. CNPJ: 08.580.534/0001-46
Concessão: 004/2007 - LT Neves 1 - Mesquita RAP: 20.075.643,54

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
20.075.643,54
Transmissora: IEMADEIRA - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DO MADEIRA S/A CNPJ: 10.562.611/0001-87
Concessão: 013/2009 - LT Coletora Porto Velho - Araraquara 2 nº 01 em CC ±600kV RAP: 297.047.151,76

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
297.047.151,76
Concessão: 015/2009 - Estação Retificadora nº 02 CA/CC 500/±600 kV - 3150 MW Estação Inversora nº 02 CC/CA ±600/500 kV - 2950 RAP: 255.464.390,92
MW

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
255.464.390,92
Transmissora: IEGARANHUNS - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA GARANHUNS S.A CNPJ: 14.432.763/0001-16
Concessão: 022/2011 - LT Luis Gonzaga - Garanhuns, CS, em 500 kV LT Garanhuns - Pau Ferro, CS, em 500 kV LT Garanhuns - RAP: 96.007.385,16
Campina Grande III, CS, em 500 kV LT Garanhuns - Angelim I, CS, em 230 kV SE Garanhuns em 500/230 kV SE Pau Ferro em 500/230
kV

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
96.007.385,16
Transmissora: IE ITAPURA - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAPURA S.A. CNPJ: 27.819.377/0001-23
Concessão: 042/2017 - SE 440 kV Bauru - Compensador Estático 440 kV (-125/250) Mvar RAP: 12.021.586,84

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
12.021.586,84

Transmissora: IENNE - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA NORTE E NORDESTE S/A CNPJ: 09.276.712/0001-02
Concessão: 001/2008 - LT Colinas - Ribeiro Gonçalves 2 500kV LT Ribeiro Gonçalves - São João do Piauí C2 500kV RAP: 48.865.381,97

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
48.857.928,63 7.453,34
Transmissora: IE Pinheiros - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA PINHEIROS S.A. CNPJ: 10.260.820/0001-76
Concessão: 012/2008 - LT 345kV Interlagos - Piratininga II C1 e C2, SE Piratininga II e instalações associadas na SE Interlagos. RAP: 11.479.594,48

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
4.253.047,33 3.565,30 4.827.489,06 3.501,75 1.368.872,53 985.126,43 37.992,08
Concessão: 015/2008 - SE Mirassol II, SE Getulina e SE Araras. RAP: 39.008.120,40

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
9.456.999,01 6.396.518,37 38.582,82 7.910.771,54 9.913.709,92 1.342,81 389.508,83 3.138.657,65 35.744,46 1.726.284,99
Concessão: 018/2008 - SE Atibaia II RAP: 6.099.070,86

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
2.078.503,23 100.349,89 2.394.848,75 53.873,97 1.471.495,02
Concessão: 021/2011 - SE Itapeti em 345/88 kV RAP: 6.121.234,16

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
443.706,88 4.034.588,05 1.642.939,23
Transmissora: IEJAPI - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SERRA DO JAPI S A CNPJ: 10.960.725/0001-85
Concessão: 026/2009 - SE Salto - 440/138kV SE Jandira - 440/138kV RAP: 43.349.681,83

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
8.556.650,63 29.389,86 22.245.881,72 5.491.962,05 19.894,53 7.005.903,04
Concessão: 143/2001 - LT Chavantes - Botucatu RAP: 13.352.125,37

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
13.352.125,37
Transmissora: IESUL - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SUL S.A. CNPJ: 10.261.111/0001-05
Concessão: 013/2008 - LT 230 kV Nova Santa Rita - Sharlau C1 e C2, SE Scharlau e instalações associadas na SE Nova Santa Rita. RAP: 6.340.116,27

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
4.113.142,14 2.226.974,13

Transmissora: IESUL - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SUL S.A. CNPJ: 10.261.111/0001-05
Concessão: 016/2008 - LT 230 kV Joinville Norte - Curitiba C2, LT 230 kV Jorge Lacerda B - Siderópolis C3, SE Forquilhinha e RAP: 13.892.123,70
instalações associadas na SE Joinville Norte, SE Siderópolis e SE Jorge Lacerda B.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
8.970.136,85 300.179,16 2.157.807,22 2.206.693,82 229.577,68 27.728,97
Transmissora: Iracema - Iracema Transmissora de Energia S.A. CNPJ: 09.250.729/0001-90
Concessão: 002/2008 - LT São João do Piauí - Milagres 500kV RAP: 27.387.330,20

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
23.009.017,36 4.378.312,84
Transmissora: ITE - ITUMBIARA TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A CNPJ: 07.081.467/0001-52
Concessão: 001/2005 - LT Cuiabá - Itumbiara RAP: 270.576.866,70

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
255.585.182,78 14.829.627,83 162.056,09
Transmissora: JTE - Jauru Transmissora de Energia S.A CNPJ: 08.583.456/0001-33
Concessão: 001/2007 - LT Jauru - Vilhena LT Vilhena - Pimenta Bueno LT Pimenta Bueno - Ji-Paraná LT Ji-Paraná LT Ariquemes - RAP: 70.084.968,84
Samuel 230kV

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
62.545.745,34 7.535.095,93 4.127,57
Transmissora: AZUL - LAGO AZUL TRANSMISSÃO S.A. CNPJ: 19.698.987/0001-98
Concessão: 003/2014 - LT 230 kV Barro Alto - Itapaci, C2 RAP: 4.354.662,15

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
4.354.662,15
Transmissora: LAGOA NOVA - LAGOA NOVA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A CNPJ: 27.965.273/0001-27
Concessão: 030/2017 - LT 230 kV Lagoa Nova II - Currais Novos II, CD, com 28 km; SE Currais Novos II 230/69 kV, 2 x 100 MVA; RAP: 12.854.068,01

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
8.330.519,70 3.664.074,80 859.473,51
Transmissora: Light - LIGHT ENERGIA S.A CNPJ: 01.917.818/0001-36
Concessão: 032/2018 - ANEXOS I, II E III DO CONTRATO Nº 32/2018. RAP: 8.960.260,95

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBSE RBNI ACESSO RMEL RBSE RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
2.340.528,52 373.404,30 415.233,98 2.544.862,04 3.286.232,11

Transmissora: LTC - LINHA DE TRANSMISSÃO CORUMBÁ S.A. CNPJ: 13.227.009/0001-81
Concessão: 005/2011 - SE Corumbá LT Corumbá - Anastácio, CD RAP: 27.362.824,77

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
23.354.370,36 1.500.732,15 383,57 1.573.676,16 56,89 933.605,64
Transmissora: LEST - LINHAS DE ENERGIA DO SERTÃO TRANSMISSORA S.A. CNPJ: 24.100.518/0001-65
Concessão: 033/2017 - LT 500 kV Xingó - Jardim C2, com 160 km; LT 500 kV Paulo Afonso IV - Luiz Gonzaga C2, com 38 km RAP: 38.218.432,27

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
38.218.432,27
Transmissora: Macapá - LINHAS DE MACAPÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 10.234.027/0001-00
Concessão: 009/2008 - LT 500 kV Oriximiná - Jurupari C1 e C2, LT 230 kV Jurupari - Laranjal C1 e C2, LT 230 kV Laranjal - Macapá RAP: 116.024.920,35
C1 e C2, SE Oriximiná, SE Laranjal, SE Macapá e instalações associadas na SE Jurupari.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
109.784.491,15 2.350,86 5.646.363,21 519.274,61 72.440,52
Transmissora: LTTE - LINHAS DE TAUBATÉ TRANSMISSORA DE ENERGIA SA CNPJ: 14.395.590/0001-03
Concessão: 020/2011 - LT Taubaté - Nova Iguaçu, CS, em 500 kV SE Nova Iguaçu em 500/345 kV e 500/138 kV RAP: 34.899.010,91

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
26.670.939,42 4.506.295,05 2.582.784,70 1.138.991,74
Transmissora: MONTESCLAROS - Linhas de Transmissão de Montes Claros S.A CNPJ: 11.620.646/0001-98
Concessão: 003/2010 - LT Pirapora 2 - Montes Claros 2 - 345kV; SE Itabirito 2 - 500/345,V; SE Padre Fialho - 345/138kV RAP: 41.915.281,26

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
30.245.097,95 7.996.769,13 3.673.414,18
Transmissora: ITATIM - Linhas de Transmissão do Itatim S.A CNPJ: 10.559.663/0001-02
Concessão: 007/2009 - LT Ilha Solteira Ilha Solteira 2 C1 e C2 - 440 kV; LT Ilha Solteira 2 Inocência C1, C2 e C3 - 230 kV; LT RAP: 72.942.745,96
± ±

Inocência Chapadão - C1, C2 e C3 - 230 kV; SE Ilha Solteira 2 kV (1350 MVA); SE Inocência kV; SE Chapadão
± ± ± ±
kV

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
52.572.573,99 102.673,61 1.060.852,10
IEG ICG

RIEG RIEGNI RICG RICGNI
9.634.177,51 9.572.468,75

Transmissora: Xingu - LINHAS DE XINGU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 10.240.186/0001-00
Concessão: 008/2008 - LT 500 kV Tucuruí - Xingu C1 e C2, LT 500 kV Xingu - Jurupari C1 e C2, SE Xingu, SE Jurupari e instalações RAP: 122.416.342,43
associadas na SE Tucuruí.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
122.415.940,56 401,87
Transmissora: LTT - LT Triângulo S.A CNPJ: 07.272.615/0001-16
Concessão: 004/2006 - Expansão da Interligação Norte-Sul III LT Emborcação - Nova Ponte C2 500kV LT Nova Ponte - Estreito RAP: 121.516.879,55
500kV LT Nova Ponte - Itumbiara 500kV LT Nova Ponte - São Gotardo 500kV LT São Gotardo 2 - Bom Despacho 3 500kV SE Estreito
500/345kV

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
121.263.338,27 91.329,59 162.211,69
Transmissora: LUMITRANS - Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica CNPJ: 05.973.734/0001-70
Concessão: 007/2004 - LT Machadinho - Campos Novos C2 RAP: 31.840.672,85

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
31.818.496,66 22.176,19
Transmissora: LUZIÂNIA-NIQUELÂNDIA - LUZIÂNIA-NIQUELÂNDIA TRANSMISSORA S.A CNPJ: 14.863.121/0001-71
Concessão: 010/2012 - SE Niquelândia, 230/69 kV, (3+1) x 10 MVA SE Luziânia, 500/138 kV, (3+1) x 75 MVA RAP: 16.618.801,73

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
3.121.187,71 1.567.729,76 5.699.779,23 4.944.556,25 1.285.548,78
Transmissora: Manaus TR - MANAUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A CNPJ: 09.584.854/0001-37
Concessão: 010/2008 - LT 500 kV Oriximiná - Itacoara C1 e C2, LT 500 kV Itacoara - Cariri (Manaus) C1 e C2, SE Itacoara, SE Cariri e RAP: 170.991.810,14
instalações associadas na SE Oriximiná.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
165.658.632,89 2.443.305,48 2.485.355,40 404.516,37
Transmissora: MANTIQUEIRA - MANTIQUEIRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 24.176.892/0001-44
Concessão: 005/2016 - LT 500 kV: Pirapora 2 - Presidente Juscelino Presidente Juscelino - Itabira 5 LT 345 kV Presidente Juscelino RAP: 9.165.149,70
- Sete Lagoas 4 Sete Lagoas 4 - Betim 6 Betim 6 - Sarzedo Itabirito 2 - Barro Branco Itabirito 2 - Jeceaba Jeceaba - Itutinga LT 230
kV: Irapé - Janaúba 3 Irapé - Araçuai 2 Itabira 5 - Itabira 2 SE 500/345 kV Presidente Juscelino SE 500/230 kV Itabira 5 SE 345/138 kV:
Varginha 4 Betim 6 SE 230/138 kV: Janaúba 3 Braúnas SE 230/69 kV: João Monlevade 4 Timóteo 2

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
9.165.149,70

Transmissora: Rondon - Marechal Rondon Transmissora de Energia S.A CNPJ: 19.389.560/0001-08
Concessão: 010/2014 - SE 440/138 kV Marechal Rondon - (6+1R) x 100 MVA RAP: 16.561.160,12

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
5.864.149,75 10.027.939,51 669.070,86
Transmissora: MARIANA - MARIANA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. CNPJ: 19.486.977/0001-99
Concessão: 011/2014 - LT 500KV Itabirito 2 - Vespasiano 2, CS RAP: 16.430.776,94

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
15.691.847,50 738.929,44
Transmissora: Marumbi - MARUMBI TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 14.820.785/0001-53
Concessão: 008/2012 - LT Curitiba - Curitiba Leste, CS, 525 kV SE Curitiba Leste, 525/230 kV, (3 +1 res.) x 224 MVA RAP: 19.873.195,27

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
17.704.358,97 2.168.836,30
Transmissora: GENEBRA - MATA DE SANTA GENEBRA TRANSMISSÃO S.A CNPJ: 19.699.063/0001-06
Concessão: 001/2014 - LT 500 kV Itatiba - Bateias; LT 500 kV Araraquara 2 - Itatiba; LT 500 kV Araraquara 2 - Fernão Diaskm; SE RAP: 218.417.805,05
Santa Bárbara D´Oeste 440 kV, Compensador Estático (-300,+300) Mvar; SE Itatiba 500 kV, Compensador Estático (-300,+300) Mvar;
e SE 500/440 kV Fernão Dias (9+1R) x 400 MVA

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
218.417.805,05
Transmissora: TP NORTE - MATRINCHÃ TRANSMISSORA DE ENERGIA (TP NORTE) S.A CNPJ: 15.286.382/0001-39
Concessão: 012/2012 - SE Paranaíta 500 kV LT Paranaíta - Cláudia, CD, 500 kV SE Cláudia 500 kV LT Cláudia - Paranatinga, CD, 500 RAP: 199.342.006,85
kV SE Paranatinga 500 kV LT Paranatinga - Ribeirãozinho, CD, 500 kV

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
170.871.973,43 28.470.033,42
Transmissora: MGE - MGE TRANSMISSÃO S.A. CNPJ: 11.638.929/0001-67
Concessão: 008/2010 - LT Mesquita - Viana 2 - 500 kV LT Viana 2 - Viana - 345 kV SE Viana 2 - 500/345 kV RAP: 37.457.589,85

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
37.457.589,85
Transmissora: MIRACEMA - MIRACEMA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELETRICA S/A CNPJ: 24.944.194/0001-41
Concessão: 017/2016 - LT 500 kV Miracema - Lajeado C2; LT 230 kV Lajeado - Palmas CD, C1 e C2; SE Lajeado (pátio 500 kV e 2ª RAP: 67.938.765,95
Transformação 3 x 320 MVA); SE 230/138 kV Palmas - 2 x 200MVA

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
57.395.517,65 1.684.591,16 6.798.152,30 2.060.504,84

Transmissora: ATIBAIA - NEOENERGIA ATIBAIA TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. CNPJ: 27.848.099/0001-32
Concessão: 038/2017 - SE 500 kV Fernão Dias - Compensador Estático 500 kV - (-150/300) Mvar; RAP: 14.878.241,77

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
14.878.241,77
Transmissora: SOBRAL - NEOENERGIA SOBRAL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. CNPJ: 27.853.556/0001-87
Concessão: 044/2017 - SE 500/230 kV Sobral III - Compensador Estático 500 kV (-150/+250 Mvar) RAP: 13.543.193,10

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
13.543.193,10
Transmissora: NBTE - NORTE BRASIL TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 09.625.321/0001-56
Concessão: 016/2009 - LT Coletora Porto Velho - Araraquara 2 nº 02 em CC ±600kV RAP: 291.546.896,36

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
291.546.896,36
Transmissora: ODOYÁ - ODOYÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 20.514.590/0001-88
Concessão: 017/2014 - LT 500kV Morro do Chapéu II ± Sapeaçu SE 500/230kV Morro do Chapéu II - (3+1R) x 300MVA e 3x300MVA RAP: 69.194.875,99
(2018), Compensador estático 500kV (-100 /+200)Mvar LT 230kV Juazeiro da Bahia III - Juazeiro da Bahia II Trechos de LTs em
500kV entre Juazeiro III e o seccionamento da LT Sobradinho - Luiz Gonzaga - C2 SE 500/230/69kV Juazeiro da Bahia III - 500/230kV
(3+1R) x 100MVA e 230/69 kV - 2x100 MVA (2018)

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
60.442.558,89 6.102.434,54 2.075.741,34 574.141,22
Transmissora: ONTE - OURILÂNDIA DO NORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 25.298.162/0001-89
Concessão: 021/2016 - Subestação Onça Puma, em 230/138kV, 2X100 MVA RAP: 10.355.729,67

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
2.629.412,48 5.954.451,84 1.771.865,35
Transmissora: PANTANAL - PANTANAL TRANSMISSAO S.A. CNPJ: 18.726.961/0001-43
Concessão: 018/2013 - SE Campo Grande II 230/138 kV, 2x150 MVA RAP: 9.420.923,48

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
1.313.859,16 203.378,23 3.965.835,14 2.663.737,04 768.758,33 505.355,58
Transmissora: PARANAÍBA - PARANAÍBA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 17.553.029/0001-01
Concessão: 007/2013 - LT 500 kV Barreiras II - Rio das Éguas LT 500 kV Rio das Éguas - Luziânia LT 500 kV Luziânia - Pirapora 2 RAP: 144.631.924,81

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
139.085.106,05 5.546.818,76

Transmissora: PRTE - PARANAÍTA RIBEIRÃOZINHO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 24.875.996/0001-47
Concessão: 010/2016 - LT 500 kV - SE Paranaita - Cláudia - Paranatinga - Ribeirãozinho, em circuito simples RAP: 396.623.362,77

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
395.513.448,54 1.109.914,23
Transmissora: PEDRAS - Pedras Transmissora de Energia S.A CNPJ: 10.242.524/0001-42
Concessão: 017/2008 - SE Venda das Pedras RAP: 14.694.191,66

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
2.636.432,09 1.312.248,98 5.489.336,95 4.924.956,37 50.438,55 280.778,72
Transmissora: PBTE - PIRATININGA-BANDEIRANTES TRANSMISSORA DE ENERGIA LTDA CNPJ: 25.298.138/0001-40
Concessão: 012/2016 - LT 345 kV Bandeirantes - Piratininga II C1 e C2, com 15 km cada (subterrânea) RAP: 171.719.475,70

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
171.719.475,70
Transmissora: PCTE - POÇOS DE CALDAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 08.532.971/0001-94
Concessão: 002/2007 - LT Ribeirão Preto - Estreito - Jaguara LT Ribeirão Preto - Poços de Caldas SE Ribeirão Preto 500/440 kV RAP: 43.687.680,61

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
43.666.946,65 20.733,96
Transmissora: PPTE - PORTO PRIMAVERA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 07.081.291/0001-39
Concessão: 009/2005 - LT Porto Primavera - Dourados LT Porto Primavera - Imbirussu RAP: 137.735.281,58

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
107.783.587,95 21.476.180,94 5.126.907,42 3.122.331,74 226.273,53
Transmissora: POTIGUAR - POTIGUAR SUL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. CNPJ: 17.873.542/0001-71
Concessão: 011/2013 - LT 500 kV Campina Grande III - Ceará Mirim II, C2 RAP: 26.445.992,82

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
26.445.992,82
Transmissora: RPTE - RIBEIRÃO PRETO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 08.533.006/0001-36
Concessão: 003/2007 - LT São Simão - Marimbondo - Ribeirão Preto RAP: 39.252.599,75

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
34.389.777,14 4.862.822,61

Transmissora: SÃO GOTARDO - SÃO GOTARDO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A CNPJ: 15.867.360/0001-62
Concessão: 024/2012 - SE São Gotardo 2 345/138kV, (3+1)x100MVA RAP: 5.518.053,58

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
83.524,31 4.479.354,18 955.175,09
Transmissora: - SÃO JOÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 18.314.074/0001-68
Concessão: 008/2013 - LT 500 kV Gilbués II - São João do Piauí RAP: 49.837.741,36

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
48.269.403,91 1.568.337,45
Transmissora: SÃO PEDRO - SÃO PEDRO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A CNPJ: 18.707.010/0001-27
Concessão: 015/2013 - LT 230 kV Rio Grande II - Barreiras II, CS LT 230 kV Rio Grande II - Barreiras I, CS LT 230 kV Rio Grande II - RAP: 46.537.306,28
Barreiras I e LT 230 kV Rio Grande II - Barreiras II, CD SE Barreiras 500/230 kV - 230 kV, (3+1R) x 100 MVA SE Rio Grande II 230/138
kV, (3+1R) x 33 MVA LT 230 kV Gilbués II - Bom Jesus II, CS LT 230 kV Bom Jesus II - Eliseu Martins, CS SE Eliseu Martins SE
Gilbués 500/230/69 kV SE Bom Jesus II 230/69 kV

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
37.828.923,82 2.120.824,08 3.731.578,59 2.855.979,79
Transmissora: Narandiba - SE NARANDIBA S.A. CNPJ: 10.337.920/0001-53
Concessão: 004/2009 - SE Narandiba - 230/69kV (200 MVA) RAP: 9.913.013,40

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
2.565.503,89 1.884.803,04 2.890.278,73 2.572.427,74
Concessão: 009/2012 - SE Extremoz II, 230/69 kV, 2 x 150 MVA RAP: 3.317.453,58

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
97.696,84 1.616.906,36 1.382.025,29 220.825,09
Concessão: 023/2012 - SE 230/138kV Brumado II, 100MVA, pátio novo em 138kV RAP: 2.083.147,50

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
460.572,79 1.058.458,37 564.116,34
Transmissora: VINEYARDS - SE VINEYARDS TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. CNPJ: 28.008.733/0001-91
Concessão: 031/2017 - LT 230 kV Garibaldi - Lajeado 3, CS, com 47 km; LT 230 kV Lajeado 2 - Lajeado 3, CS, com 16,4 km; LT 230 RAP: 27.115.547,29
kV Candiota 2 - Bagé 2, CS, com 49 km; SE Vinhedos 230/69 kV, 2 x 165 MVA; SE Lajeado 3 230/69 kV, 2 x 83 MVA; Trecho de LT da
SE Vinhedos ao Seccionamento da LT 230kV Monte Claro - Garibaldi, 1 x 2km, CD

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
23.979.050,82 2.192.875,42 943.621,05

Transmissora: SMTE - SERRA DA MESA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 07.762.066/0001-68
Concessão: 003/2006 - Intelirgação Norte-Sul III (Trecho 3) LT Serra da Mesa II - Luziânia 500kV LT Luziânia - Samanbaia 500kV LT RAP: 149.436.060,80
Luziânaia - Paracatu 4 500kV LT Paracatu - Emborcação 500kV SE Luziânia 500kV SE Paracatu 4 500/138kV

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
135.322.412,39 11.467.122,02 176.359,07 2.470.167,32
Transmissora: SITE - SERRA DE IBIAPABA TRANSMISSORA DE ENERGIA S A CNPJ: 29.554.549/0001-00
Concessão: 002/2018 - - LT 500 kV Parnaíba III - Tianguá II - C1, com 111 km; - LT 230 kV Acaraú II - Acaraú III - CD - C1 e C2, com 1 RAP: 12.700.660,06
km; - LT 230 kV Ibiapina II - Tianguá II - CD - C1 e C2, com 26 km; - LT 230 kV Ibiapina II - Piripiri - C2, com 80 km; - LT 230 kV Piripiri
- Teresina III - C1, com 148 km; - SE SE 500/230 kV Tianguá II - (6+1 Res) x 200 MVA; - SE 500/230kV Parnaíba - (6+1 Res) x 200 MVA
e 230/138kV 2 x 150 MVA; - SE 500/230 kV Acaraú III - (6+1 Res) x 250 MVA; - E outros ....

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
12.700.660,06
Transmissora: SPTE - Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A CNPJ: 08.626.861/0001-91
Concessão: 007/2007 - LT Paracatu 4 - Pirapora 2 - 500kV SE Pirapora 2 RAP: 47.327.999,21

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
26.257.004,53 13.467.742,68 4.803.310,34 80.967,33 2.718.974,33
Transmissora: SLTE - SETE LAGOAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 13.279.118/0001-42
Concessão: 006/2011 - SE Sete Lagoas 4 Seccionamento da LT Neves 1 - Três Marias, CS RAP: 6.835.794,25

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
1.731.236,67 30.238,41 3.285.329,41 1.007.710,81 781.278,95
Transmissora: STC - Sistema de Transmissão Catarinense S.A CNPJ: 07.752.818/0001-00
Concessão: 006/2006 - LT Barra Grande - Lages 230kV LT Lage - Rio do Sul 230kV SE Lages 230/138kV SE Rio do Sul 230/138kV RAP: 48.489.363,56

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
30.443.158,79 1.974.540,15 8.279.691,43 2.621.717,07 371.395,36 4.798.860,76
Transmissora: STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A CNPJ: 05.991.437/0001-58
Concessão: 005/2004 - LT Teresina II - Sobral III - Fortaleza II RAP: 163.219.829,73

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
161.482.599,91 1.737.229,82
Transmissora: SANTA LUCIA - SPE SANTA LUCIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 24.081.843/0001-28
Concessão: 007/2016 - LT 500 kV entre as subestações Jauru e Cuiabá, em circuito simples. RAP: 73.534.553,51

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
73.534.553,51

Transmissora: SANTA MARIA - SPE SANTA MARIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 23.791.563/0001-40
Concessão: 003/2016 - LT 230 kV Santa Maria 3 - Santo Ângelo 2 RAP: 22.654.378,53

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
22.654.378,53
Transmissora: AGUA AZUL - SUBESTAÇÃO ÁGUA AZUL SPE S.A. CNPJ: 24.905.442/0001-45
Concessão: 019/2016 - SE Água Azul 440/138 kV, (6 x 1R) x 100 MVA RAP: 36.774.573,32

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
9.476.815,77 20.895.304,32 1.695.047,62 4.707.405,61
Transmissora: TGO - TRANSENERGIA GOIÁS S.A. CNPJ: 10.997.345/0001-15
Concessão: 028/2009 - LT Serra da Mesa - Niquelândia - Barro Alto - 230kV RAP: 13.157.015,85

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
13.157.015,85
Transmissora: TER - TRANSENERGIA RENOVÁVEL S.A CNPJ: 10.553.895/0001-45
Concessão: 009/2009 - LT Chapadão ± Jataí C1 e C2 - 230 kV; LT Barra dos Coqueiros ± Quirinópolis C1 - 230 kV; LT Palmeiras ± RAP: 64.585.033,51
Edéia C1 - 230 kV; SE Jataí; SE Quirinópolis; SE Edéia

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
18.900.549,14 43.877,26
IEG ICG

RIEG RIEGNI RICG RICGNI
10.989.877,86 27.710.368,60 6.940.360,65
Transmissora: TSP - Transenergia São Paulo S.A. CNPJ: 10.997.565/0001-49
Concessão: 024/2009 - SE Itatiba - 500/138 kV RAP: 21.720.662,40

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
3.175.613,54 1.396.522,37 9.409.694,29 5.153.853,94 1.453.117,32 978.463,96 153.396,98
Transmissora: TAESA - TRANSMISSORA ALIANÇA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A CNPJ: 07.859.971/0001-30
Concessão: 001/2002 - LT Goianinha - Mussuré C3 RAP: 5.877.139,09

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
5.315.646,31 561.492,78
Concessão: 002/2002 - LT Xingó - Angelim - 500 kV LT Angelim - Campina Grande - 230 kV RAP: 92.101.202,14

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
91.494.090,64 211.023,01 396.088,49

Transmissora: TAESA - TRANSMISSORA ALIANÇA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A CNPJ: 07.859.971/0001-30
Concessão: 003/2004 - LT Londrina - Assis - Araraquara RAP: 115.112.562,74

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
115.078.799,83 33.762,91
Concessão: 006/2004 - LT Camaçari II - Sapeaçu RAP: 28.957.337,78

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
28.957.337,78
Concessão: 011/2005 - LT Colinas - Sobradinho 500 kV RAP: 275.105.969,64

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
271.098.373,04 3.664.084,88 343.511,72
Concessão: 040/2000 - LT Taquaruçu - Assis - Sumaré RAP: 105.372.622,91

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
105.102.780,94 269.841,97
Concessão: 081/2002 - LT Uruguaiana - Maçambará - Santo Ângelo - Santa Rosa RAP: 50.738.227,78

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
47.618.407,81 2.813.555,81 306.264,16
Concessão: 087/2002 - LT Paraíso - Açu RAP: 17.404.861,81

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
12.766.492,92 4.629.113,25 9.255,64
Concessão: 095/2000 - Interligação Norte - Sul II RAP: 352.463.395,63

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
310.629.225,00 41.427.110,28 407.060,35
Concessão: 097/2000 - Interligação Sudeste - Nordeste RAP: 325.134.464,91

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
282.529.582,03 42.284.507,71 320.375,17
Transmissora: TESB - TRANSMISSORA DE ENERGIA SUL BRASIL S.A. CNPJ: 13.289.882/0001-07
Concessão: 001/2011 - SE Viamão 3 230/69 kV 3x83 MVA SE Porto Alegre 12 230/69 kV 2x83 MVA SE Restinga 230/69 kV 2x83 MVA RAP: 20.427.804,11
SE Candelária 2 - 230/69kV 2x83MVA LT 230kV Viamão 3 - Restinga, CS LT 230kV Restinga - Porto Alegre 13 LT 230kV Campo Bom -
Taquara - CS LT 230kV Porto Alegre 8 - Porto Alegre 9 LT 230kV Porto Alegre 9 - Nova Santa Rita

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
9.510.249,39 8.938.358,55 1.979.196,17

Transmissora: Macedo - TRANSMISSORA JOSÉ MARIA DE MACEDO DE ELETRICIDADE S.A. CNPJ: 21.728.083/0001-00
Concessão: 005/2015 - LT 500 kV Gilbués II - Gentio do Ouro II; LT 500 kV Gentio do Ouro II - Ourolândia II; LT 500 kV Ourolândia II - RAP: 195.701.162,36
Morro do Chapéu II; LT 230 kV Gentio do Ouro II - Brotas de Macaúbas; SE 500/230 kV Gentio do Ouro II - (6+1R)x300 MVA e
Compensador Estático (-100/+200) Mvar; SE 500/230 kV Ourolândia II - (6+1R)x300 MVA; LT 230 kV Igaporã III - Pindaí II - CD, C2 e
C3.

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
194.815.379,22 885.783,14
Transmissora: TME - TRANSMISSORA MATOGROSSENSE DE ENERGIA S.A. CNPJ: 10.994.254/0001-26
Concessão: 023/2009 - LT Jauru - Cuiabá SE Jauru - 500/230kV RAP: 54.948.237,85

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
47.778.569,26 7.137.375,34 32.293,25
Transmissora: TPAE - TRANSMISSORA PORTO ALEGRENSE DE ENERGIA S/A CNPJ: 10.938.103/0001-50
Concessão: 019/2009 - LT Porto Alegre 9 - Poto Alegre 4 (subterrânea)- 230kV RAP: 9.073.348,99

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
9.073.348,99
Transmissora: TSBE - TRANSMISSORA SUL BRASILEIRA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 14.820.905/0001-12
Concessão: 004/2012 - LT Nova Santa Rita - Camaquã 3, CS, 230 kV LT Camaquã 3 - Quinta, CS, 230 kV LT Salto Santiago - Itá, C2, RAP: 67.500.654,72
CS, 525 kV LT Itá - Nova Santa Rita, C2, CS, 525 kV SE Camaquã 3, 230/69/13,8 kV, 2x83 MVA

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
64.763.924,78 2.040.637,30 696.092,64
Transmissora: TSLE - TRANSMISSORA SUL LITORÂNEA DE ENERGIA S.A. - TSLE CNPJ: 16.383.969/0001-29
Concessão: 020/2012 - LT 525kV Povo Novo - Nova Santa Rita, CS LT 525kV Povo Novo - Marmeleiro LT 525kV Povo Novo - RAP: 121.780.836,48
Marmeleiro, CD LT 525kV Marmeleiro-Santa Vitória do Palmar, CS SE Santa Vitória do Palmar 525/138kV - 1x75MVA

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
110.474.060,04 7.533.680,54 2.504.952,47 1.268.143,43
Transmissora: TRANSNORTE - TRANSNORTE ENERGIA S.A CNPJ: 14.683.671/0001-09
Concessão: 003/2012 - Interligação Manaus - Boa Vista SE Equador SE Boa Vista LT Eng. Lechuga - Equador, CD LT Equador - Boa RAP: 6.729.634,91
Vista, CD

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
6.729.634,91

Transmissora: TMT - TRIÂNGULO MINEIRO TRANSMISSORA S.A. CNPJ: 17.261.505/0001-02
Concessão: 004/2013 - LT 500 kV Marimbondo II - Assis, CS RAP: 42.196.029,75

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
42.196.029,75
Transmissora: Uirapuru - Uirapuru Transmissora de Energia S.A CNPJ: 07.003.112/0001-45
Concessão: 002/2005 - LT Ivaiporã - Londrina RAP: 37.145.819,63

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
37.145.819,63
Transmissora: VSB - VALE DO SÃO BARTOLOMEU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A CNPJ: 18.748.842/0001-91
Concessão: 014/2013 - LT 500 kV Brasília Leste - Luziânia - C1 e C2 SE Brasília Leste 500/138 kV - (6+1)X180MVA LT 230 kV Brasília RAP: 39.133.465,85
Geral - Brasília Sul - C3 (subterrânea) LT 345 kV Brasília Sul - Samambaia - C3

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
28.064.680,08 9.100.372,44 1.968.413,33
Transmissora: VCTE - VILA DO CONDE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 07.072.909/0001-02
Concessão: 003/2005 - LT Tucuruí - Vila do Conde C3 RAP: 82.965.335,44

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
82.819.361,38 95.788,81 50.185,25
Transmissora: XRTE - XINGU RIO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. CNPJ: 23.093.056/0001-33
Concessão: 007/2015 - SEGUNDO ELO HVDC ±800 kV BELO MONTE Estação Conversora Xingu; ±800 kV; 4.000 MW Linha de RAP: 1.255.776.240,65
Transmissão em Corrente Contínua (LT-CC); ±800 kV 2.518 km Estação Conversora Terminal Rio; ±800 kV; 3.850 MW

REDE BÁSICA REDE BÁSICA FRONTEIRA DIT (EXCLUSIVO) DIT (COMPARTILHADO)
RBL RBNI ACESSO RMEL RBL RBNI RMEL RPEC RCDM RMEL RPEC RCDM RMEL
1.255.776.240,6
5

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Anexo II
Encargos de Conexão (em R$) referentes às Demais Instalações de Transmissão de uso exclusivo de distribuidoras - Período de 07/2020 a 06/2021.
Transmissora
CHESF - COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO
Contrato Concessão
010/2007 - LT Ibicoara - Brumado II - 230 KV RAP: 1.172.311,83
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COELBA - COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA 1.172.311,83
Contrato Concessão
007/2005 - LT Milagres - Tauá RAP: 1.802.729,55
DISTRIBUIDORA ENCARGO
ENEL CE - COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ 1.802.729,55
Contrato Concessão
061/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 189.417.438,63
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CELPE - COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO 31.187.798,67
CEMAR - COMPANHIA ENERGÉTICA DO MARANHÃO 1.041.543,65
COELBA - COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA 53.172.744,17
COSERN - COMPANHIA ENERGÉTICA DO RIO GRANDE DO NORTE COSERN 30.615.039,31
EBO - ENERGISA BORBOREMA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 392.015,45
ENEL CE - COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ 31.988.891,62
EPB - ENERGISA PARAÍBA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 8.453.705,57
Equatorial AL - EQUATORIAL ALAGOAS DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 8.378.024,97
Equatorial PI - EQUATORIAL PIAUÍ DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 13.464.609,46
ESE - ENERGISA SERGIPE - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 8.314.467,30
SULGIPE - COMPANHIA SUL SERGIPANA DE ELETRICIDADE 2.408.598,46
Contrato Concessão
014/2008 - LT 230 kV Eunápolis - Teixeira de Freitas II C1, SE Teixeira de Freitas II e RAP: 371.944,82
instalações associadas na SE Eunápolis.
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COELBA - COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA 371.944,82
Contrato Concessão
006/2009 - SE Suape II - 500/230 kV (600 MVA) SE Suape III - 230/69 kV (200 MVA) RAP: 538.701,21
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CELPE - COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO 538.701,21
Contrato Concessão
017/2009 - LT Pau Ferro - Santa Rita II - 230kV LT Paulo Afonso III - Zebu - 230kV SE RAP: 3.010.738,48
Santa Rita II - 230/69kV SE Zebu - 230/69kV SE Natal III - 230/69kV
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COELBA - COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA 138.692,48
COSERN - COMPANHIA ENERGÉTICA DO RIO GRANDE DO NORTE COSERN 777.222,78
EPB - ENERGISA PARAÍBA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 1.678.745,78
Equatorial AL - EQUATORIAL ALAGOAS DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 416.077,44
Contrato Concessão
004/2010 - LT São Luiz II - São Luiz III 230 kV - C2 SE Pecém II - 500/230 kV SE Aquiraz RAP: 1.290.486,12
II - 230/69 kV
DISTRIBUIDORA ENCARGO
ENEL CE - COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ 1.290.486,12

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Contrato Concessão
013/2010 - SE Arapiraca III RAP: 617.798,45
DISTRIBUIDORA ENCARGO
Equatorial AL - EQUATORIAL ALAGOAS DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 617.798,45
Contrato Concessão
014/2010 - SE Pólo RAP: 706.056,37
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COELBA - COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA 706.056,37
Contrato Concessão
020/2010 - LT Igaporã - Bom Jesus da Lapa II, CS, em 230 kV SE Igaporã 230 kV RAP: 452.713,02
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COELBA - COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA 452.713,02
Contrato Concessão
017/2011 - LT Teresina II - Teresina III, CD, em 230 kV SE Teresina III em 230/69 kV RAP: 790.086,96
DISTRIBUIDORA ENCARGO
Equatorial PI - EQUATORIAL PIAUÍ DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 790.086,96
Contrato Concessão
005/2012 - LT Jardim - Nossa Senhora do Socorro, CD, 230 kV LT Messias - Maceió II, RAP: 2.769.458,53
CD, 230 kV SE Nossa Senhora do Socorro 2, 230/69 kV x 150 MVA SE Maceió II, 230/69
kV, 2x200 MVA SE Poções II, 230/138kV, 2x100 MVA
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COELBA - COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA 1.082.471,53
Equatorial AL - EQUATORIAL ALAGOAS DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 777.775,46
ESE - ENERGISA SERGIPE - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 909.211,54
Contrato Concessão
017/2012 - SE Mirueira II, em 230/69 kV, 2 x 150 MVA; SE Jaboatão II, em 230/69 kV, 2 x RAP: 1.622.040,58
150 MVA
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CELPE - COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO 1.622.040,58
Transmissora
CTEEP - COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA
Contrato Concessão
059/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 205.251.425,78
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COPEL-DIS - COPEL DISTRIBUIÇÃO S.A. 1.034.608,50
CPFL Jaguari - COMPANHIA JAGUARI DE ENERGIA 6.593.826,38
CPFL- PIRATININGA - COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZ 18.350.239,88
CPFL-PAULISTA - COMPANHIA PAULISTA DE FORÇA E LUZ 11.118.512,96
EDP SP - EDP SÃO PAULO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A. 12.022.242,77
ELEKTRO - ELEKTRO REDES S.A. 69.984.678,20
ELETROPAULO - ELETROPAULO METROPOLITANA ELETRICIDADE DE SÃO PAULO S.A. 81.623.704,64
EMS - ENERGISA MATO GROSSO DO SUL - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 511.657,83
ESS - ENERGISA SUL-SUDESTE - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 4.011.954,62

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Transmissora
CGT - COMPANHIA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
DO SUL DO BRASIL - ELETROBRAS CGT ELETROSUL
Contrato Concessão
057/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 110.856.327,24
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEEE-D - COMPANHIA ESTADUAL DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CEEE-D 722.412,72
CELESC-DIS - CELESC DISTRIBUIÇÃO S.A 53.155.977,16
ELETROCAR - CENTRAIS ELÉTRICAS DE CARAZINHO SA 606.885,10
EMS - ENERGISA MATO GROSSO DO SUL - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 51.334.899,86
RGE SUL - RGE SUL DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 5.036.152,40
Contrato Concessão
005/2009 - SE Missões - 230/69 kV (150 MVA) RAP: 36.407,79
DISTRIBUIDORA ENCARGO
RGE SUL - RGE SUL DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 36.407,79
Contrato Concessão
011/2010 - SE Ijuí 2 SE Nova Petrópolis 2 SE Lajeado Grande SE Caxias 6 RAP: 1.439.383,54
DISTRIBUIDORA ENCARGO
DEMEI - DEPARTAMENTO MUNICIPAL DE ENERGIA DE IJUÍ 101.179,97
HIDROPAN - HIDROPAN DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A. 101.179,97
RGE SUL - RGE SUL DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 1.237.023,60
Contrato Concessão
002/2011 - SE Foz do Chapecó RAP: 826.106,41
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CELESC-DIS - CELESC DISTRIBUIÇÃO S.A 568.488,21
RGE SUL - RGE SUL DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 257.618,20
Contrato Concessão
± SE 230/138 kV Ivinhema 2, 2 x 150 MVA RAP: 291.497,88
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EMS - ENERGISA MATO GROSSO DO SUL - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 291.497,88
Transmissora
ELETRONORTE - CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S/A
ELETRONORTE
Contrato Concessão
058/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 56.130.378,03
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEMAR - COMPANHIA ENERGÉTICA DO MARANHÃO 13.446.982,80
CERON - ENERGISA RONDÔNIA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 1.110.197,10
ELETROACRE - ENERGISA ACRE - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 619.601,21
EMT - ENERGISA MATO GROSSO-DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 5.870.612,37
Equatorial PA - EQUATORIAL PARÁ DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 34.181.121,01
ETO - ENERGISA TOCANTINS DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 901.863,54
Contrato Concessão
007/2008 - LT São Luís 2 - São Luís 3 230kV SE São Luís 3 230/69kV RAP: 2.124.337,35
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEMAR - COMPANHIA ENERGÉTICA DO MARANHÃO 2.124.337,35
Contrato Concessão
001/2009 - LT Ribeiro Gonçalves - Balsas - 230 kV SE Ribeiro Gonçalves - 500/230/69 RAP: 709.114,19
kV SE Balsas 230/69 kV
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEMAR - COMPANHIA ENERGÉTICA DO MARANHÃO 535.524,82
Equatorial PI - EQUATORIAL PIAUÍ DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 173.589,37

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Contrato Concessão
004/2011 - SE Lucas do Rio Verde 230/138 kV RAP: 668.920,78
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EMT - ENERGISA MATO GROSSO-DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 668.920,78
Contrato Concessão
012/2011 - SE Miramar em 230/69 kV SE Tucuruí em 230/138 kV RAP: 2.489.475,08
DISTRIBUIDORA ENCARGO
Equatorial PA - EQUATORIAL PARÁ DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 2.489.475,08
Contrato Concessão
013/2011 - SE Nobres em 230/138 kV RAP: 294.645,99
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EMT - ENERGISA MATO GROSSO-DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 294.645,99
Contrato Concessão
014/2012 - LT Lechuga - Jorge Teixeira, C3, 230 kV SE Lechuga, 230/138 kV 3x150 MVA RAP: 1.477.127,07
DISTRIBUIDORA ENCARGO
AME - AMAZONAS ENERGIA S.A 1.477.127,07
Transmissora
FURNAS - FURNAS-CENTRAIS ELÉTRICAS S.A.
Contrato Concessão
062/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 132.055.830,11
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEBDIS - CEB DISTRIBUIÇÃO S.A. 6.515.441,26
CELG-D - CELG DISTRIBUIÇÃO S.A. 4.967.788,38
CEMIG-D - CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A 2.577.559,49
CPFL-PAULISTA - COMPANHIA PAULISTA DE FORÇA E LUZ 4.716.962,53
DMED - DME DISTRIBUIÇÃO S.A. - DMED 212.855,68
EDP ES - ESPÍRITO SANTO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A. 2.818.406,24
ENEL RJ - AMPLA ENERGIA E SERVIÇOS S.A. 37.804.999,87
LIGHT - LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S A 72.441.816,66
Contrato Concessão
006/2010 - LT Mascarenhas - Linhares 230 kV - CS SE Linhares - 230/138 kV RAP: 1.513.571,88
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EDP ES - ESPÍRITO SANTO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A. 1.513.571,88
Contrato Concessão
016/2012 - SE Zona Oeste, 500/138 kV (3+1 res.) x 300 MVA RAP: 210.363,49
DISTRIBUIDORA ENCARGO
LIGHT - LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S A 210.363,49
Transmissora
EDP - EDP TRANSMISSÃO S.A.
Contrato Concessão
021/2017 - SE 230/138 kV São Mateus 2 (nova) - (3+1R)x50 MVA; LT 230 kV Linhares 2 - RAP: 2.509.820,02
São Mateus 2 - 113 km.
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EDP ES - ESPÍRITO SANTO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A. 2.509.820,02

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Transmissora
CEMIG-GT - CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A
Contrato Concessão
079/2000 - SE Itajubá RAP: 3.981.313,24
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEMIG-D - CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A 3.981.313,24
Contrato Concessão
006/1997 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 59.687.358,34
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CELG-D - CELG DISTRIBUIÇÃO S.A. 356.497,13
CEMIG-D - CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A 59.330.861,21
Transmissora
Transirapé - COMPANHIA TRANSIRAPÉ DE TRANSMISSÃO
Contrato Concessão
012/2005 - LT Irapé - Araçuaí 230 kV RAP: 1.668.612,28
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEMIG-D - CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A 1.668.612,28
Transmissora
PPTE - PORTO PRIMAVERA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.
Contrato Concessão
009/2005 - LT Porto Primavera - Dourados LT Porto Primavera - Imbirussu RAP: 226.273,53
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EMS - ENERGISA MATO GROSSO DO SUL - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 226.273,53
Transmissora
Light - LIGHT ENERGIA S.A
Contrato Concessão
032/2018 - ANEXOS I, II E III DO CONTRATO Nº 32/2018. RAP: 2.773.382,12
DISTRIBUIDORA ENCARGO
LIGHT - LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S A 2.773.382,12
Transmissora
STC - Sistema de Transmissão Catarinense S.A
Contrato Concessão
006/2006 - LT Barra Grande - Lages 230kV LT Lage - Rio do Sul 230kV SE Lages RAP: 5.170.256,12
230/138kV SE Rio do Sul 230/138kV
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CELESC-DIS - CELESC DISTRIBUIÇÃO S.A 5.170.256,12
Transmissora
SMTE - SERRA DA MESA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.
Contrato Concessão
003/2006 - Intelirgação Norte-Sul III (Trecho 3) LT Serra da Mesa II - Luziânia 500kV LT RAP: 2.646.526,39
Luziânia - Samanbaia 500kV LT Luziânaia - Paracatu 4 500kV LT Paracatu -
Emborcação 500kV SE Luziânia 500kV SE Paracatu 4 500/138kV
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEMIG-D - CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A 2.646.526,39

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Transmissora
CELG G&T - CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A.
Contrato Concessão
063/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 1.130.439,89
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CELG-D - CELG DISTRIBUIÇÃO S.A. 1.130.439,89
Transmissora
CEEE-GT - COMPANHIA ESTADUAL DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA - CEEE-GT
Contrato Concessão
055/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 160.022.157,21
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEEE-D - COMPANHIA ESTADUAL DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CEEE-D 39.420.374,53
CERILUZ - COOPERATIVA REGIONAL DE ENERGIA E DESENVOLVIMENTO IJUÍ LTDA 806.082,24
CERTAJA - COOPERATIVA REGIONAL DE ENERGIA TAQUARI JACUÍ 258.809,84
CERTEL - COOPERATIVA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA TEUTÔNIA 7.656,55
COPREL - COPREL COOPERATIVA DE ENERGIA 1.033.150,34
DEMEI - DEPARTAMENTO MUNICIPAL DE ENERGIA DE IJUÍ 886.633,79
ELETROCAR - CENTRAIS ELÉTRICAS DE CARAZINHO SA 1.578.116,81
HIDROPAN - HIDROPAN DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A. 232.255,88
RGE SUL - RGE SUL DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 115.799.077,23
Transmissora
ATE VI - EVOLTZ VI - CAMPOS NOVOS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.
Contrato Concessão
011/2007 - LT Campos Novos - Videira - 230kV LT Dona Francisca - Santa Maria 3 - C2 - RAP: 151.651,00
230kV SE Videira 230kV
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CELESC-DIS - CELESC DISTRIBUIÇÃO S.A 151.651,00
Transmissora
SPTE - Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A
Contrato Concessão
007/2007 - LT Paracatu 4 - Pirapora 2 - 500kV SE Pirapora 2 RAP: 2.799.941,66
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEMIG-D - CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A 2.799.941,66
Transmissora
ETES - EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ESPÍRITO SANTO S.A. - ETES
Contrato Concessão
006/2007 - LT Mascarenhas - Verona SE Verona 230/138 kV RAP: 2.056.595,10
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EDP ES - ESPÍRITO SANTO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A. 2.056.595,10

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Transmissora
COPEL-GT - COPEL GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A.
Contrato Concessão
060/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 35.722.316,30
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COPEL-DIS - COPEL DISTRIBUIÇÃO S.A. 34.385.051,81
EMS - ENERGISA MATO GROSSO DO SUL - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 1.337.264,49
Contrato Concessão

005/2014 - LT 230 kV Bateias Curitiba Norte; SE 230/138 kV Curitiba Norte MVA. RAP: 1.529.084,74
± ±
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COPEL-DIS - COPEL DISTRIBUIÇÃO S.A. 1.529.084,74
Contrato Concessão
021/2014 - LT 230kV Foz do Chopim - Realeza SE Realeza 230/138kV - pátio novo em RAP: 440.664,06
230kV - 1 x 150MVA
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COPEL-DIS - COPEL DISTRIBUIÇÃO S.A. 440.664,06
Contrato Concessão
006/2016 - LT 525kV Curitiba Leste - Blumenau C1; LT 230 kV Uberaba - Curitiba Centro RAP: 11.619.043,56
C1 e C2 (Subterrânea); SE 230/138 kV Curitiba Centro (SF6) - 230/138 kV - 2 x ATF 150
MVA; SE 230/138 kV Medianeira (pátio novo 230 kV) - 2 x 150 MVA; LT 230 kV Baixo
Iguaçu - Realeza; SE 230/138 kV Andirá Leste - 2 x ATR 150 MVA.
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COPEL-DIS - COPEL DISTRIBUIÇÃO S.A. 11.619.043,56
Transmissora
ATE VII - EVOLTZ VII - FOZ DO IGUAÇU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.
Contrato Concessão
013/2007 - LT Cascavel Oeste - Foz do Iguaçu 230/138kV RAP: 1.723.346,58
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COPEL-DIS - COPEL DISTRIBUIÇÃO S.A. 1.723.346,58
Transmissora
Brasnorte - BRASNORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A
Contrato Concessão
003/2008 - LT Jauru - Juba CD 230kV SE Juba 230/138kV LT Brasnorte - Nova Mutum RAP: 120.149,63
CD 230kV SE Brasnorte 230/138kV
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EMT - ENERGISA MATO GROSSO-DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 120.149,63
Transmissora
EBTE - Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A.
Contrato Concessão
011/2008 - LT 230 kV Parecis - Brasnorte C1 e C2, LT 230 kV Juína - Brasnorte C1 e C2, RAP: 431.845,64
LT 230 kV Brasnorte - Juba C1 e C2, LT 230 kV Nova Mutum - Sorriso C2, LT 230 kV
Sorriso - Sinop C2, SE Parecis, SE Juína e instalações associadas nas SE Brasnorte,
SE Juba, SE Nova Mutum, SE Sorriso e SE Sinop.
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EMT - ENERGISA MATO GROSSO-DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 431.845,64

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Transmissora
IE Pinheiros - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA PINHEIROS S.A.
Contrato Concessão
012/2008 - LT 345kV Interlagos - Piratininga II C1 e C2, SE Piratininga II e instalações RAP: 2.391.991,04
associadas na SE Interlagos.
DISTRIBUIDORA ENCARGO
ELETROPAULO - ELETROPAULO METROPOLITANA ELETRICIDADE DE SÃO PAULO S.A. 2.391.991,04
Contrato Concessão
015/2008 - SE Mirassol II, SE Getulina e SE Araras. RAP: 3.528.166,48
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CPFL-PAULISTA - COMPANHIA PAULISTA DE FORÇA E LUZ 3.528.166,48
Contrato Concessão
021/2011 - SE Itapeti em 345/88 kV RAP: 1.642.939,23
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EDP SP - EDP SÃO PAULO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A. 1.642.939,23
Transmissora
IESUL - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SUL S.A.
Contrato Concessão
016/2008 - LT 230 kV Joinville Norte - Curitiba C2, LT 230 kV Jorge Lacerda B - RAP: 229.577,68
Siderópolis C3, SE Forquilhinha e instalações associadas na SE Joinville Norte, SE
Siderópolis e SE Jorge Lacerda B.
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CELESC-DIS - CELESC DISTRIBUIÇÃO S.A 229.577,68
Transmissora
Macapá - LINHAS DE MACAPÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.
Contrato Concessão
009/2008 - LT 500 kV Oriximiná - Jurupari C1 e C2, LT 230 kV Jurupari - Laranjal C1 e RAP: 519.274,61
C2, LT 230 kV Laranjal - Macapá C1 e C2, SE Oriximiná, SE Laranjal, SE Macapá e
instalações associadas na SE Jurupari.
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEA - COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO AMAPÁ 170.126,52
Equatorial PA - EQUATORIAL PARÁ DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 349.148,09
Transmissora
Manaus TR - MANAUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A
Contrato Concessão
010/2008 - LT 500 kV Oriximiná - Itacoara C1 e C2, LT 500 kV Itacoara - Cariri (Manaus) RAP: 404.516,37
C1 e C2, SE Itacoara, SE Cariri e instalações associadas na SE Oriximiná.
DISTRIBUIDORA ENCARGO
AME - AMAZONAS ENERGIA S.A 404.516,37
Transmissora
PEDRAS - Pedras Transmissora de Energia S.A
Contrato Concessão
017/2008 - SE Venda das Pedras RAP: 280.778,72
DISTRIBUIDORA ENCARGO
ENEL RJ - AMPLA ENERGIA E SERVIÇOS S.A. 280.778,72

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Transmissora
EVRECY - EVRECY PARTICIPAÇÕES LTDA.
Contrato Concessão
020/2008 - Diversos Empreendimentos. RAP: 1.201.708,92
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EDP ES - ESPÍRITO SANTO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A. 801.139,28
ELFSM - EMPRESA LUZ E FORÇA SANTA MARIA S/A 400.569,64
Transmissora
ETAUSA - EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ALTO URUGUAI S.A.
Contrato Concessão
082/2002 - LT Campos Novos - Lagoa Vermelha - Santa Marta RAP: 2.594.580,84
DISTRIBUIDORA ENCARGO
RGE SUL - RGE SUL DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 2.594.580,84
Transmissora
ITATIM - Linhas de Transmissão do Itatim S.A
Contrato Concessão
007/2009 - LT Ilha Solteira ± Ilha Solteira 2 C1 e C2 - 440 kV; LT Ilha Solteira 2 ± RAP: 1.060.852,10
Inocência C1, C2 e C3 - 230 kV; LT Inocência Chapadão - C1, C2 e C3 - 230 kV; SE
±

Ilha Solteira 2 kV (1350 MVA); SE Inocência kV; SE Chapadão kV
± ± ±
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EMS - ENERGISA MATO GROSSO DO SUL - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 1.060.852,10
Transmissora
TSP - Transenergia São Paulo S.A.
Contrato Concessão
024/2009 - SE Itatiba - 500/138 kV RAP: 2.431.581,28
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CPFL- PIRATININGA - COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZ 978.463,96
CPFL-PAULISTA - COMPANHIA PAULISTA DE FORÇA E LUZ 1.453.117,32
Transmissora
ESDE - Empresa Santos Dumont de Energia S.A.
Contrato Concessão
025/2009 - SE Santos Dumont - 345/138kV RAP: 1.005.237,58
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEMIG-D - CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A 1.005.237,58
Transmissora
IEJAPI - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SERRA DO JAPI S A
Contrato Concessão
026/2009 - SE Salto - 440/138kV SE Jandira - 440/138kV RAP: 7.005.903,04
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CPFL- PIRATININGA - COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZ 2.769.762,15
ELETROPAULO - ELETROPAULO METROPOLITANA ELETRICIDADE DE SÃO PAULO S.A. 4.236.140,89

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Transmissora
AFLUENTE T - AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A.
Contrato Concessão
001/2010 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 5.504.259,76
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COELBA - COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA 5.504.259,76
Transmissora
ENCRUZO - ENCRUZO NOVO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A
Contrato Concessão
017/2010 - LT Miranda - Encruzo Novo, CS, em 230 kV SE Encruzo Novo 230/69 kV RAP: 466.436,08
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEMAR - COMPANHIA ENERGÉTICA DO MARANHÃO 466.436,08
Transmissora
ATLÂNTICO - ATLÂNTICO - CONCESSIONARIA DE TRANSMISSÃO DE
ENERGIA DO BRASIL S. A.
Contrato Concessão
016/2010 - LT Integradora - Xinguara, CS, em 230 kV SE Xinguara - 230/138 kV SE RAP: 1.950.775,05
Carajás - 230/138 kV
DISTRIBUIDORA ENCARGO
Equatorial PA - EQUATORIAL PARÁ DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 1.950.775,05
Transmissora
ETVG - EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE VÁRZEA GRANDE S.A. - ETVG
Contrato Concessão
018/2010 - SE Várzea Grande - 230/138 kV RAP: 1.344.342,45
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EMT - ENERGISA MATO GROSSO-DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 1.344.342,45
Transmissora
LTC - LINHA DE TRANSMISSÃO CORUMBÁ S.A.
Contrato Concessão
005/2011 - SE Corumbá LT Corumbá - Anastácio, CD RAP: 933.605,64
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EMS - ENERGISA MATO GROSSO DO SUL - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 933.605,64
Transmissora
Caldas Novas - CALDAS NOVAS TRANSMISSÃO S.A.
Contrato Concessão
003/2011 - SE Corumbá RAP: 807.091,64
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CELG-D - CELG DISTRIBUIÇÃO S.A. 807.091,64

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Transmissora
SLTE - SETE LAGOAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.
Contrato Concessão
006/2011 - SE Sete Lagoas 4 Seccionamento da LT Neves 1 - Três Marias, CS RAP: 1.788.989,76
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEMIG-D - CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A 1.788.989,76
Transmissora
TESB - TRANSMISSORA DE ENERGIA SUL BRASIL S.A.
Contrato Concessão
001/2011 - SE Viamão 3 230/69 kV 3x83 MVA SE Porto Alegre 12 230/69 kV 2x83 MVA RAP: 1.979.196,17
SE Restinga 230/69 kV 2x83 MVA SE Candelária 2 - 230/69kV 2x83MVA LT 230kV
Viamão 3 - Restinga, CS LT 230kV Restinga - Porto Alegre 13 LT 230kV Campo Bom -
Taquara - CS LT 230kV Porto Alegre 8 - Porto Alegre 9 LT 230kV Porto Alegre 9 - Nova
Santa Rita
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEEE-D - COMPANHIA ESTADUAL DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CEEE-D 1.616.903,43
RGE SUL - RGE SUL DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 362.292,74
Transmissora
LTTE - LINHAS DE TAUBATÉ TRANSMISSORA DE ENERGIA SA
Contrato Concessão
020/2011 - LT Taubaté - Nova Iguaçu, CS, em 500 kV SE Nova Iguaçu em 500/345 kV e RAP: 3.721.776,44
500/138 kV
DISTRIBUIDORA ENCARGO
LIGHT - LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S A 3.721.776,44
Transmissora
COSTA OESTE - COSTA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.
Contrato Concessão
001/2012 - LT Cascavel Oeste - Umuarama, CS, 230 kV; SE Umuarama 230/138 kV RAP: 910.481,36
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COPEL-DIS - COPEL DISTRIBUIÇÃO S.A. 910.481,36
Transmissora
LUZIÂNIA-NIQUELÂNDIA - LUZIÂNIA-NIQUELÂNDIA TRANSMISSORA S.A
Contrato Concessão
010/2012 - SE Niquelândia, 230/69 kV, (3+1) x 10 MVA SE Luziânia, 500/138 kV, (3+1) x RAP: 1.285.548,78
75 MVA
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CELG-D - CELG DISTRIBUIÇÃO S.A. 1.285.548,78
Transmissora
CAIUÁ-T - CAIUÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A
Contrato Concessão
007/2012 - LT Umuarama - Guaíra, CS, 230 kV LT Cascavel Oeste - Cascavel Norte, C2, RAP: 5.446.298,89
230 kV SE Santa Quitéria - SF6, 230/69-13,8 kV (isolada para 138 kV e operando
inicialmente em 69 kV), 2 x 150 MVA e 230/13,8 kV, 2 x 50 MVA SE Cascavel Norte,
230/138-13,8 kV, 2 x 150 MVA
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COPEL-DIS - COPEL DISTRIBUIÇÃO S.A. 5.446.298,89

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Transmissora
TSBE - TRANSMISSORA SUL BRASILEIRA DE ENERGIA S.A.
Contrato Concessão
004/2012 - LT Nova Santa Rita - Camaquã 3, CS, 230 kV LT Camaquã 3 - Quinta, CS, RAP: 696.092,64
230 kV LT Salto Santiago - Itá, C2, CS, 525 kV LT Itá - Nova Santa Rita, C2, CS, 525 kV
SE Camaquã 3, 230/69/13,8 kV, 2x83 MVA
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEEE-D - COMPANHIA ESTADUAL DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CEEE-D 696.092,64
Transmissora
ETSE - EMPRESA DE TRANSMISSÃO SERRANA S.A
Contrato Concessão
006/2012 - SE Abdon Batista, 525/230 kV, (6 + 1 res.) x 224 MVA SE Gaspar 2, 230/138 RAP: 1.020.515,57
kV, 2x150 MVA
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CELESC-DIS - CELESC DISTRIBUIÇÃO S.A 1.020.515,57
Transmissora
SÃO GOTARDO - SÃO GOTARDO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A
Contrato Concessão
024/2012 - SE São Gotardo 2 345/138kV, (3+1)x100MVA RAP: 955.175,09
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEMIG-D - CEMIG DISTRIBUIÇÃO S.A 955.175,09
Transmissora
BRILHANTE II - BRILHANTE II TRANSMISSORA DE ENERGIA SA
Contrato Concessão
021/2012 - SE Sidrolândia 230/138kV, 2x110MVA RAP: 1.183.739,19
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EMS - ENERGISA MATO GROSSO DO SUL - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 1.183.739,19
Transmissora
TSLE - TRANSMISSORA SUL LITORÂNEA DE ENERGIA S.A. - TSLE
Contrato Concessão
020/2012 - LT 525kV Povo Novo - Nova Santa Rita, CS LT 525kV Povo Novo - RAP: 1.268.143,43
Marmeleiro LT 525kV Povo Novo - Marmeleiro, CD LT 525kV Marmeleiro-Santa Vitória
do Palmar, CS SE Santa Vitória do Palmar 525/138kV - 1x75MVA
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEEE-D - COMPANHIA ESTADUAL DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CEEE-D 1.268.143,43
Transmissora
CPFL TRANSMISSÃO - CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA PIRACICABA
LTDA.
Contrato Concessão
003/2013 - SE 440/138/13,8 kV Piracicaba, (6+1R) x 133 MVA RAP: 2.448.623,81
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CPFL-PAULISTA - COMPANHIA PAULISTA DE FORÇA E LUZ 2.448.623,81

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Transmissora
Narandiba - SE NARANDIBA S.A.
Contrato Concessão
004/2009 - SE Narandiba - 230/69kV (200 MVA) RAP: 2.572.427,74
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COELBA - COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA 2.572.427,74
Contrato Concessão
009/2012 - SE Extremoz II, 230/69 kV, 2 x 150 MVA RAP: 1.602.850,38
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COSERN - COMPANHIA ENERGÉTICA DO RIO GRANDE DO NORTE COSERN 1.602.850,38
Contrato Concessão
023/2012 - SE 230/138kV Brumado II, 100MVA, pátio novo em 138kV RAP: 564.116,34
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COELBA - COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA 564.116,34
Transmissora
SÃO PEDRO - SÃO PEDRO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A
Contrato Concessão
015/2013 - LT 230 kV Rio Grande II - Barreiras II, CS LT 230 kV Rio Grande II - Barreiras RAP: 2.855.979,79
I, CS LT 230 kV Rio Grande II - Barreiras I e LT 230 kV Rio Grande II - Barreiras II, CD
SE Barreiras 500/230 kV - 230 kV, (3+1R) x 100 MVA SE Rio Grande II 230/138 kV,
(3+1R) x 33 MVA LT 230 kV Gilbués II - Bom Jesus II, CS LT 230 kV Bom Jesus II -
Eliseu Martins, CS SE Eliseu Martins SE Gilbués 500/230/69 kV SE Bom Jesus II
230/69 kV
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COELBA - COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA 999.370,81
Equatorial PI - EQUATORIAL PIAUÍ DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 1.856.608,98
Transmissora
PANTANAL - PANTANAL TRANSMISSAO S.A.
Contrato Concessão
018/2013 - SE Campo Grande II 230/138 kV, 2x150 MVA RAP: 1.274.113,91
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EMS - ENERGISA MATO GROSSO DO SUL - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 1.274.113,91
Transmissora
VSB - VALE DO SÃO BARTOLOMEU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A
Contrato Concessão
014/2013 - LT 500 kV Brasília Leste - Luziânia - C1 e C2 SE Brasília Leste 500/138 kV - RAP: 1.968.413,33
(6+1)X180MVA LT 230 kV Brasília Geral - Brasília Sul - C3 (subterrânea) LT 345 kV
Brasília Sul - Samambaia - C3
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEBDIS - CEB DISTRIBUIÇÃO S.A. 1.968.413,33
Transmissora
FOTE - FRONTEIRA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A
Contrato Concessão
007/2014 - LT 230 kV Santo Ângelo Maçambara; LT Pinhalzinho Foz do Chapecó RAP: 2.465.555,14
± ±
C1; LT Pinhalzinho Foz do Chapecó C2; SE 230/138 kV Pinhalzinho, 3 x 150 MVA; SE
±
230/138 kV Santa Maria 3, 2 x 83 MVA (novo pátio)
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CELESC-DIS - CELESC DISTRIBUIÇÃO S.A 1.232.777,58
RGE SUL - RGE SUL DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 1.232.777,56

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Transmissora
ODOYÁ - ODOYÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.
Contrato Concessão
017/2014 - LT 500kV Morro do Chapéu II Sapeaçu SE 500/230kV Morro do Chapéu II - RAP: 574.141,22
±
(3+1R) x 300MVA e 3x300MVA (2018), Compensador estático 500kV (-100 /+200)Mvar
LT 230kV Juazeiro da Bahia III - Juazeiro da Bahia II Trechos de LTs em 500kV entre
Juazeiro III e o seccionamento da LT Sobradinho - Luiz Gonzaga - C2 SE 500/230/69kV
Juazeiro da Bahia III - 500/230kV (3+1R) x 100MVA e 230/69 kV - 2x100 MVA (2018)
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COELBA - COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA 574.141,22
Transmissora
MORRO AGUDO - CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA MORRO AGUDO LTDA.
Contrato Concessão
006/2015 - SE 500/138 kV Morro Agudo (nova) - (6+1R) x 133 MVA RAP: 2.150.578,19
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CPFL-PAULISTA - COMPANHIA PAULISTA DE FORÇA E LUZ 2.150.578,19
Transmissora
MIRACEMA - MIRACEMA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELETRICA S/A
Contrato Concessão
017/2016 - LT 500 kV Miracema - Lajeado C2; LT 230 kV Lajeado - Palmas CD, C1 e C2; RAP: 2.060.504,84
SE Lajeado (pátio 500 kV e 2ª Transformação 3 x 320 MVA); SE 230/138 kV Palmas - 2 x
200MVA
DISTRIBUIDORA ENCARGO
ETO - ENERGISA TOCANTINS DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 2.060.504,84
Transmissora
CANARANA - CANARANA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.
Contrato Concessão
016/2016 - LT 230kV - SEs Paranatinga e Canarana, em circuito simples RAP: 2.140.199,29
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EMT - ENERGISA MATO GROSSO-DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 2.140.199,29
Transmissora
PARANAITA - GEOGROUP PARANAITA TRANSMISSORA DE ENERGIA SPE
S.A.
Contrato Concessão
022/2016 - SE Paranaíta, em 500/138 kV, 3 x 50 MVA RAP: 1.178.673,55
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EMT - ENERGISA MATO GROSSO-DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 1.178.673,55
Transmissora
AGUA AZUL - SUBESTAÇÃO ÁGUA AZUL SPE S.A.
Contrato Concessão
019/2016 - SE Água Azul 440/138 kV, (6 x 1R) x 100 MVA RAP: 1.695.047,62
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EDP SP - EDP SÃO PAULO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A. 1.695.047,62

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Transmissora
ETC - ETC - EMPRESA TRANSMISSORA CAPIXABA S.A.
Contrato Concessão
020/2016 - SE Rio Novo do Sul 345/138-13,8 KV, (6+1R) x 133,33 MVA RAP: 3.423.923,79
DISTRIBUIDORA ENCARGO
EDP ES - ESPÍRITO SANTO DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S.A. 3.423.923,79
Transmissora
ONTE - OURILÂNDIA DO NORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.
Contrato Concessão
021/2016 - Subestação Onça Puma, em 230/138kV, 2X100 MVA RAP: 1.771.865,35
DISTRIBUIDORA ENCARGO
Equatorial PA - EQUATORIAL PARÁ DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 1.771.865,35
Transmissora
EQTLT08 - EQUATORIAL TRANSMISSORA 8 SPE S.A.
Contrato Concessão
048/2017 - LT 230 kV Xingu - Altamira, C1, com 61 km; LT 230 kV Altamira - RAP: 1.144.291,84
Transamazônica, C2, com 188 km; LT 230 kV Transamazônica - Tapajós, C1, com 187
km; SE 230/138 kV Tapajós - 2 x 150 MVA; SE Tapajós - Compensador Síncrono (-75/
+150) Mvar; SE Rurópolis - Compensador Síncrono (-55/+110) Mvar;
DISTRIBUIDORA ENCARGO
Equatorial PA - EQUATORIAL PARÁ DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. 1.144.291,84
Transmissora
ARCOVERDE - ARCOVERDE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.
Contrato Concessão
035/2017 - LT 230 kV Garanhuns II - Arcoverde II, com 89 km; LT 230 kV Caetés II - RAP: 1.771.313,57
Arcoverde II, com 50 km; SE 230/69 kV Arcoverde II - 2 x 100 MVA; SE 230/69 kV
Garanhuns II - novo pátio 69 kV - 2 x 100 MVA
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CELPE - COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO 1.771.313,57
Transmissora
LAGOA NOVA - LAGOA NOVA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A
Contrato Concessão
030/2017 - LT 230 kV Lagoa Nova II - Currais Novos II, CD, com 28 km; SE Currais RAP: 859.473,51
Novos II 230/69 kV, 2 x 100 MVA;
DISTRIBUIDORA ENCARGO
COSERN - COMPANHIA ENERGÉTICA DO RIO GRANDE DO NORTE COSERN 859.473,51
Transmissora
VINEYARDS - SE VINEYARDS TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.
Contrato Concessão
031/2017 - LT 230 kV Garibaldi - Lajeado 3, CS, com 47 km; LT 230 kV Lajeado 2 - RAP: 943.621,05
Lajeado 3, CS, com 16,4 km; LT 230 kV Candiota 2 - Bagé 2, CS, com 49 km; SE
Vinhedos 230/69 kV, 2 x 165 MVA; SE Lajeado 3 230/69 kV, 2 x 83 MVA; Trecho de LT
da SE Vinhedos ao Seccionamento da LT 230kV Monte Claro - Garibaldi, 1 x 2km, CD
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CERTEL - COOPERATIVA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA TEUTÔNIA 943.621,05

Número: 48581.000876/2021-00-2 (ANEXO: 002)
Transmissora
ARTEON - ARTEON Z1 ENERGIA S.A.
Contrato Concessão
029/2017 - SE 500/138 kV Resende (novo pátio 138 kV) (3 + 1 Res) x 100 MVA; RAP: 1.243.254,84
DISTRIBUIDORA ENCARGO
ENEL RJ - AMPLA ENERGIA E SERVIÇOS S.A. 1.243.254,84
Transmissora
MA II - EDP TRANSMISSÃO MA II S.A.
Contrato Concessão
032/2017 - LT 230 kV Coelho Neto - Chapadinha II, CS, com 74 km; LT 230 kV Miranda II RAP: 1.106.514,84
- Chapadinha II, CS, com 129 km; SE 230/69 kV Chapadinha II - 2 x 100 MVA
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEMAR - COMPANHIA ENERGÉTICA DO MARANHÃO 1.106.514,84
Transmissora
Z2 - ARTEON Z2 ENERGIA S.A.
Contrato Concessão
045/2017 - SE 230/69-13,8 kV Caxias II - 2 x 100 MVA; SE 230/69 kV Boa Esperança II RAP: 2.025.125,39
(pátio novo 69 kV) - 2 x 100 MVA; SE 230/69 kV Teresina II (pátio novo 69 kV) - 2 x 150
MVA.
DISTRIBUIDORA ENCARGO
CEMAR - COMPANHIA ENERGÉTICA DO MARANHÃO 373.568,12
Equatorial PI - EQUATORIAL PIAUÍ DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A 1.651.557,27
Transmissora
COLINAS - COLINAS TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A
Contrato Concessão
022/2018 - - SE 500/138 kV Colinas - novo pátio de 138 kV e transformação 500/138 kV RAP: ,00
com (6+1 res.) x 60 MVA.
DISTRIBUIDORA ENCARGO
ETO - ENERGISA TOCANTINS DISTRIBUIDORA DE ENERGIA S.A. ,00

Número: 48581.000876/2021-00-3 (ANEXO: 003)
Anexo III
Encargos de Conexão (em R$) referentes às Instalações de Transmissão de uso exclusivo de geradores ou consumidores - Período de 07/2020 a 06/2021.
Transmissora
AFLUENTE T - AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A.
Contrato de Concessão
001/2010 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 46.303,52
Gerador / Consumidor ENCARGO
- ATLANTIC NICKEL MINERAÇÃO LTDA 46.303,52
Transmissora
CEEE-GT - COMPANHIA ESTADUAL DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CEEE-GT
Contrato de Concessão
055/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 3.607.745,53
Gerador / Consumidor ENCARGO
CEEE-GT - COMPANHIA ESTADUAL DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CEEE-GT 2.586.138,90
CGT - COMPANHIA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO SUL DO BRASIL - 1.021.606,63
ELETROBRAS CGT ELETROSUL
Transmissora
CELG G&T - CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A.
Contrato de Concessão
063/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 1.888.884,43
Gerador / Consumidor ENCARGO
- CENTRAL ENERGÉTICA PALMEIRAS S.A 307.868,87
- ENEL GREEN POWER CACHOEIRA DOURADA S.A 1.581.015,56
Transmissora
CEMIG-GT - CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A
Contrato de Concessão
006/1997 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 16.822.801,26
Gerador / Consumidor ENCARGO
- AngloGold Ashanti Mineração Ltda 576.732,89
- CEMIG GERAÇÃO TRÊS MARIAS S.A. 3.792.272,48
- COMPANHIA ENERGÉTICA JAGUARA 1.924.326,78
- ENEL GREEN POWER VOLTA GRANDE S.A 323.204,28
- NEXA RECURSOS MINERAIS S.A. 188.160,39
- Nova Era Silicon S.A 958.586,32
- Rima Industrial S.A 363.824,06
- UHE SÃO SIMÃO ENERGIA S.A. 1.758.619,93
- VALE S.A. 125.628,16
- White Martins Gases Industriais Ltda 78.034,47
CEMIG-GT - CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A 5.716.098,30
USIMINAS - USINAS SIDERÚRGICAS DE MINAS GERAIS S/A. USIMINAS 1.017.313,20

Número: 48581.000876/2021-00-3 (ANEXO: 003)
Transmissora
CGT - COMPANHIA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO SUL DO BRASIL - ELETROBRAS
CGT ELETROSUL
Contrato de Concessão
057/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 11.064.228,45
Gerador / Consumidor ENCARGO
- DIAMANTE GERAÇÃO DE ENERGIA LTDA. 3.008.753,34
- GERDAU AÇOS LONGOS S.A. 164.722,36
ARCELORMITTAL - ARCELORMITTAL BRASIL S.A. 1.535.980,38
COPEL-GER - Copel Geração S/A 3.897.165,43
ENGIE - ENGIE BRASIL ENERGIA S.A. 2.457.606,94
Transmissora
CHESF - COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO
Contrato de Concessão
061/2001 - Diversos Empreendimentos (Ver Anexos ao Contrato) RAP: 57.517.816,32
Gerador / Consumidor ENCARGO
- Alcan Empreendimentos Ltda 240.195,99
- BRASKEM S.A 5.538.377,61
- DOW DO BRASIL S.A. 3.771.945,05
- Energia Potiguar Geradora Eólica S.A 100.924,68
- Eólica Mar e Terra Geração e Comercialização de Energia S.A 103.022,52
- Fiat Automóveis S.A 2.301.278,38
- GERDAU AÇOS LONGOS S.A. 965.146,37
- Libra Ligas do Brasil S.A. 182.283,06
- MINERAÇÃO CARAÍBA S/A 387.157,78
- PARANAPANEMA S.A 639.100,68
- PEDRA BRANCA S/A 67.093,94
- São Pedro do Lago S.A 67.093,94
- SETE GAMELEIRAS S/A 67.093,94
- Veracel Celulose S.A 187.125,40
- VOTORANTIM CIMENTOS S.A. 205.276,56
CCB - Cimpor Cimentos do Brasil S.A. 62.808,71
CHESF - COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO 39.017.820,38
FERBASA - Cia de Ferro Ligas da Bahia FERBASA 187.125,40
PETROBRAS - PETRÓLEO BRASILEIRO S A PETROBRAS 2.931.848,70
RDM - Rio Doce Manganês S.A 307.971,83
Schincariol - Primo Schincariol Indústria de Cervejas e Refrigerantes do Nordeste S.A. 187.125,40
Contrato de Concessão
006/2009 - SE Suape II - 500/230 kV (600 MVA) SE Suape III - 230/69 kV (200 MVA) RAP: 1.323.406,26
Gerador / Consumidor ENCARGO
PETROBRAS - PETRÓLEO BRASILEIRO S A PETROBRAS 1.323.406,26