REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2959/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Altera a Resolução Homologatória ANEEL 2.895, de 13 de julho de 2021, que estabelece as Receitas Anuais Permitidas pela disponibilização das instalações sob responsabilidade de concessionárias de serviço público de transmissão de energia.
Assunto: Alteração
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-10-13
Autor: ANEEL

37ª Reunião Pública Ordinária
05/10/2021
VOTO
PROCESSO: 48500.000375/2021-06
INTERESSADOS: Concessionárias de transmissão e Operador Nacional do Sistema Elétrico
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEL: Diretoria
ASSUNTO: Pedidos de Reconsideração interpostos em face da Resolução Homologatória nº
2.895/2021, que estabeleceu a Receita Anual Permitida (RAP) para o ciclo 2021-2022 das
concessionárias de transmissão e deus outas providências.
I – RELATÓRIO
1. A Resolução Homologatória (REH) nº 2.895, de 13 de julho de 2021, fixou a Receita
Anual Permitida (RAP) para o ciclo 2021-2022 das concessionárias de transmissão para o período de
1º de julho de 2021 a 30 de junho de 2022, dentre outras disposições.
2. Em face da REH nº 2.895/2021, protocolaram Pedido de Reconsideração diversas
concessionárias de transmissão1.
3. Em 26 de julho de 2021, na 29ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, o processo foi
distribuído à minha relatoria.
4. Em 2 de setembro de 2021, com complemento em 4 de outubro de 2021, a
1 Sicnet: 48513.019692/2021-00, 48513.020208/2021-00, 48513.020328/2021-00, 48513.020321/2021-00, 48513.020325/2021-00,
48513.020304/2021-00, 48513.020308/2021-00, 48513.020305/2021-00, 48513.020309/2021-00, 48513.020326/2021-00,
48513.020258/2021-00, 48513.020260/2021-00, 48513.020281/2021-00, 48513.020301/2021-00, 48513.020253/2021-00,
48513.020346/2021-00, 48513.022809/2021-00, 48513.020341/2021-00, 48513.022818/2021-00, 48513.020338/2021-00,
48513.020334/2021-00, 48513.020332/2021-00, 48513.020350/2021-00, 48513.020361/2021-00, 48513.020357/2021-00,
48513.020356/2021-00, 48513.020363/2021-00, 48513.020344/2021-00, 48513.022864/2021-00, 48513.020349/2021-00,
48513.020352/2021-00, 48513.020354/2021-00, 48513.020355/2021-00, 48513.020358/2021-00, 48513.020360/2021-00,
48513.020359/2021-00, 48513.020362/2021-00, 48513.020364/2021-00, 48513.020365/2021-00, 48513.020367/2021-00,
48513.020378/2021-00, 48513.020376/2021-00, 48513.020379/2021-00, 48513.020370/2021-00, 48513.020375/2021-00,
48513.020369/2021-00, 48513.020371/2021-00, 48513.020372/2021-00, 48513.020373/2021-00, 48513.020374/2021-00,
48513.020327/2021-00, 48513.020353/2021-00, 48513.020366/2021-00 e 48513.020368/2021-00.
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Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) analisou2 os dados e argumentações constantes em
parte dos Pedidos de Reconsideração.
II – FUNDAMENTAÇÃO
5. Trata-se da análise de mérito dos Pedidos de Reconsideração protocolados em face
da REH nº 2.895/2021. Em razão de serem vários os Pedidos de Reconsideração, optou-se por dividir
sua análise em duas partes.
6. Nessa primeira parte, trago para decisão da Diretoria da ANEEL apenas os Pedidos de
Reconsideração em que há valores a serem retificados por erro material.
7. Após o protocolo dos Pedidos de Reconsideração, a SGT verificou que na instrução
processual que resultou na publicação da REH nº 2.895/2021 foi considerado no cálculo das
concessionárias prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013, proporções invertidas das receitas
classificadas como RBSE e RPC. Além disso, no cálculo automatizado da PA Apuração não foram
consideradas na RAP os valores de desconto de Parcela Variável (PV).
8. Outros erros identificados e que serão retificados nesta etapa referem-se à inclusão
de Termos de Liberação (TL) não cadastrados no Sistema de Gestão da Transmissão (SIGET) e a
inclusão de Parcela de Ajuste (PA) relativas a atos não identificados na homologação ordinária da
RAP.
9. Os erros identificados até o momento atingiram várias concessionárias de
transmissão, resultando em diferenças expressivas em suas receitas. Por esse motivo, fez-se essa
opção de analisar primeiro os erros materiais de checagem mais rápida, com as necessárias
retificações, para oportunamente realizar a avaliação e correção de eventuais erros não tratados
nesta etapa e a análise de mérito dos demais tópicos apontados pelos requerentes nos Pedidos de
Reconsideração. A Tabela 1 apresenta uma síntese dos tópicos constantes de Pedido de
2 Nota Técnica nº 212/2021-SGT/ANEEL, Sicnet: 48581.001383/2021-00 e Nota Técnica nº 228/2021-SGT/ANEEL, Sicnet:
48581.001509/2021-00.
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Reconsideração, sendo que a última coluna indica quais tópicos são objetos de julgamento nessa
primeira parte da análise.
Tabela 1. Pedidos de Reconsideração em face da REH nº 2.895/2021.
Análise na
Agente Objeto do Pedido de Reconsideração
retificação
(i) Consideração das receitas do 2º Banco de Autotransformadores da SE Viana 2;
MGE Não
(ii) Revisão da PA Apuração referente ao faturamento realizado no último ciclo, a partir de
fevereiro de 2021, cuja compensação no ciclo 2021-2022 se demonstra indevida.
(i) Retificação da RAP de O&M dos ativos de RBSE: RAP PRT 579/2012;
(ii) Reconsideração do critério de cancelamentos das RAPs de O&M da RBSE do equipamento
substituído;
(iii) Estabelecimento da RAPs das RBNIAs que entraram em operação no ciclo 2020-2021;
Sim (itens (i),
(iv) Reconhecimento da PA da REA nº 10.200/2021, relativa a RAP da data de entrada em
CEMIG GT
operação até o 30/06/2021;
(iv), (v))
(v) Retificação da PA de apuração da Rede Básica, relativa à consideração da PV;
(vi) Retificação da PA de apuração da Rede Básica de Fronteira;
(vii) Retificação da PA outros ajustes: Dif entre RAP DIT da REA 2725/2020 e DSP 1698/2021;
(viii) Reinclusão do módulo EL 138 kV S.G do Para DIST 9, IdeMdl 27788, da SE S.G.Pará na lista
de módulos.

IeMadeira Os valores correspondentes à "PV" não foram considerados no cálculo da PA Apuração. Sim
ABRATE Erro no cálculo da RAP das transmissoras afetadas pela Lei 12.783/2013 quanto à aplicação da
Sim
trajetória da receita associada ao O&M.
(i) Ausência de Reforço referente ao Contrato de Concessão nº 002/2002. Não consta o reforço
TAESA
autorizado por meio da REA n° 4.347, de 24 de setembro de 2013, na SE Angelim II. Ainda gerou
PA negativa, que julga indevida.;
NTE Sim (item (iii))
(ii) Os módulos IdeMdl nº 38702 e IdeMdl nº 38703 são de propriedade da Concessionária
CHESF (Contrato de Concessão nº 61/2001) e não da SÃO PEDRO.
SÃO PEDRO
(iii) Erro na PA Apuração da transmissora MARIANA
(iv) Forma de correção das PA (manifestado anteriores);
(i) Erro na identificação do índice de atualização da "PA Aut. Sem RAP Prévia" para as
transmissoras EATE e ENTE;
EATE; EBTE; (ii) Os valores correspondentes à Parcela Variável "PV" divergem dos apurados nos AVC do ONS
ENTE; ESDE; (EBTE, ESDE e ETSE e Transirapé);

ETSE; STC; (iii) Não foi localizada PA do valor de Ajuste referente ao descasamento das REH das Não
Transirapé; distribuidoras versus as REH das transmissoras;
e TBE (iv) Não foi localizada a planilha com o cálculo da PA Outros Ajustes das DIT e RB da ESDE;
(v) Não foram estabelecidas receitas de reforços (REH 2.892/2021) das transmissoras EATE e
Transirapé.
IeGaranhuns Os valores correspondentes à Parcela Variável "PV" não foram considerados no cálculo da PA Sim
Apuração
Não foi considerada PA em função da REH nº 2.826/2021 (Revisão postergada de transmissoras).
Odoyá; JMM Sim
Alega que o parcelamento é indevido.
Esperanza;
EQTL 04; 06; (i) Foram descontadas, via PA Apuração, as receitas devidamente recebidas após entrada em
Sim
07; 08; e operação devido a desconsideração de TL no Siget.
Intesa
(i) O índice de IPCA utilizado na PA Apuração diverge do definido no processo;
ARGO;
(ii) Eventual erro de PA Apuração de instalações que deveriam constar como em operação
Não
comercial;
ARGO III
(iii) Eventual erro na PA Outros Ajustes – Suspensão de Pagamento Base na FT CS 167 / -87 Mvar
JI-PARANA 1 RO. Segundo a transmissora, esse ajuste foi processado no ciclo anterior.

Arteon Z1 A transmissora discorda de apuração da PA – Rede Básica e PA – Rede Básica de Fronteira da Sim
competência 06/2020, considerando que o desconto de 10% já ocorrera no ciclo anterior;

Arteon Z1 A transmissora discorda de apuração da PA – Rede Básica e PA – Rede Básica de Fronteira da Não
competência 05/2020, considerando que o desconto de 10% já ocorrera no ciclo anterior;
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Mantiqueira A transmissora alega que o resultado da revisão (10,33%, aprovado pela REH 2.882/2021) não Não
foi considerado no reajuste.
(i) Requer que o recurso ao resultado da REH nº 2.892/2021 (estabelecimento de RAP
referentes a reforços autorizados sem RAP Prévia) seja considerado no RAP ciclo 2022-2023.
(ii) Recursos relacionados à ICG (NT 144/2021-SGT/ANEEL);
Chesf Sim (item (iv))
(iii) Inconsistências da NT 149/2021-SGT/ANEEL;
(iv) Requer o ajuste de proporção entre as receitas de O&M (RBSE e RPC) das transmissoras
prorrogadas
(iii) Não foram considerados TL emitidos pelo ONS, o que afetou a PA Apuração (devolução
indevida) e a RAP do ciclo. Sim (itens (i) e
IeAguapeí (iv) Requer o recebimento do valor integral da RAP referente aos módulos que entraram em
operação no ciclo 2020-2021. (ii))
(v) Foram pleiteadas ainda ajustes na lista de módulos para (a) ajustar nomenclatura; (b) ajustar
Função Transmissão (FT); (c) ajustar Tipo de Uso; e (d) ajustar Usuário.
(i) Erro material no cálculo da RAP relativa à trajetória da receita de O&M da PRT 579;
(ii) Os componentes econômico e financeiro da PRT 120 estão superestimados, quando
comparados com os valores da REH nº 2.848/2021 (revisão);
(iii) Houve exclusão indevida de reforços e melhorias na SE Itumbiara (IdeRct 110076, 113875 e
113883) na lista de módulos 2021-2022.
(iv) A ANEEL considerou alguns reforços como "RBNIA – situação prevista", apesar de terem
entrado em operação no ciclo 2020-2021. Deveriam ser "RBNI – situação ativa".
(v) Requer que o recurso ao resultado da REH 2892/2021 (estabelecimento de RAP referentes
a reforços autorizados sem RAP Prévia) seja considerado na RAP do ciclo 2021-2022.
(vi) Requer que o recurso ao resultado do DSP 1698/2021 (recurso à RAP do ciclo 2020-2021)
Sim (itens (i),
seja considerado na RAP do ciclo 2021-2022. No caso, foi provido, mas o resultado (Anexo IV da
Furnas
Nota Técnica nº 112/2021-SGT/ANEEL) estava errado.
(viii))
(vii) Discorda do valor da PA Outros Ajustes referente à diferença entre o encargo conexão
publicado na REH nº 2.725/2020 e o do Despacho nº 1.698/2021 (após recursos).
(viii) Os valores correspondentes à Parcela Variável "PV" não foram considerados no cálculo da
PA Apuração;
(ix) Solicita disponibilização de memória de cálculo, em Excel, com maior detalhamento e
abertura das obras e valores das receitas consideradas para os cálculos da PA Apuração de RB
Fronteira e reconsidere os valores do cálculo da ANEEL a partir de sua memória de cálculo.
(x) Apresenta possível erro material no cálculo da PA associada à Anuidade de Melhorias de
Pequeno Porte (REH nº 2.848/2021).
(xi) Identifica possível erro na atualização da PA Revisão da Base Incremental (Retroatividade e
Postergação).
(i) Requer inclusões de módulos e alterações de titularidade na Lista de módulos aprovadas;
(ii) Discorda do valor da PA Outros Ajustes referente à diferença entre o encargo conexão
publicado na REH 2725/2020 e o do Despacho 1698/2021 (após recursos).
COPEL (iii) Reclama da não realização de cálculo de PA em favor da COPEL GT devido à transferência de Sim (item (v))
titularidade de DIT;
(iv) Apresenta erros na identificação de usuários pagadores de DIT;
(v) Identifica erro material no cálculo da RAP das transmissoras afetadas pela Lei 12.783/2013
quanto à aplicação da trajetória da receita associada ao O&M
(i) Informa que deve ter ocorrido erro material na definição da receita do equipamento de IdeMdl

CELG GT 20685. Não
(ii) Informa que não foi considerada receita de obra estabelecida sem RAP Prévia pela RE
5861/2016 e que entrou em operação comercial em 5/2/2021.
(i) Reclama de erro material nas planilhas de cálculo da RAP de O&M (PRT 579);
(ii) Discorda do ajuste pela transferência de ativos para a CELESC. O correto seria a
redistribuição da RAP vigente da PRT 579/2012 entre os módulos restantes da concessão e a
CGT
retirada de receita de O&M dessas instalações nos termos dos custos unitários estabelecidos do
Sim (item (i))
Anexo III do Submódulo 9.1 do PRORET;
Eletrosul
(iii) Requer-se a retificação da lista de módulos de modo que as capacidades de potência reativa
estejam aderentes às capacidades operacionais dessas instalações.
(iv) Requer a reavaliação da RAP homologada à Conversora de Uruguaiana (PRT 624/2014), de
modo que seja realizado tratamento específico, dado o fim da concessão.
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(i) Reclama de erro material nas planilhas de cálculo da RAP de O&M (PRT 579);
(ii) Reclama de erro na PA Apuração relativa à PV;
(iii) Discorda do valor da PA Outros Ajustes referente à diferença entre o encargo conexão
publicado na REH 2725/2020 e o do Despacho 1698/2021 (após recursos). Identifica erro na
identificação do índice de atualização da referida PA. Sim (itens (i),
CEEE (iv) No DSP 1698/2021 (§135 da NT), foi acatado pleito referente à PA de ajuste da UTE
Uruguaiana. Contudo, o mesmo não foi considerado na REH 2895/2021. (ii))
(v) Constam módulos de transformadores que serão terminantemente desativados.
(vi) Não foram consideradas receitas de reforços (REH nº 6.766/2017), referentes à SE
Farroupilha;
(vii) Requer as planilhas de cálculo relativas às desativações do Contrato 055/2001. Em especial,
SE Porto Alegre 4.
(i) Reclama de erro na PA Apuração relativa à PV;
EDP T; Sim (item (i))
(ii) Relata a necessidade de correção dos valores de PIS/COFINS faturados a maior nos meses
EDP MA II
de janeiro e fevereiro de 2021, por meio da Parcela de Ajuste

ETVG Reclama de erro na PA Apuração relativa à PV Sim
ETES identificou a necessidade retificar a PA Apuração referentes à rubrica de Parcela Variável. Sim
Evrecy (i) Solicita ajustes na lista de módulos para alteração de nomenclatura e ajustes em módulos; Sim (item (ii))
(ii) Identificou a necessidade retificar os valores da PA – Apuração referentes à rubrica de PV.
IeItaquere (i) Solicita ajustes na lista de módulos (alteração de nome e inclusão de equipamento); Sim (item (ii))
(ii) Possível erro na PA Apuração devido à desconsideração do equipamento de IdeMdl 31341
(i) Erro material no cálculo da RAP relativa à trajetória da receita de O&M da PRT 579;
(ii) Incompatibilidade de obras planejadas, sendo necessário incluir as alterações realizadas pela
Sim (itens (i)
REA nº 8.994/2020;
Eletronorte
(iii) Diferença entre a análise dos recursos e a REH nº 2.725/2020;
(iii) e (iv))
(iv) Diferença na PA Postergação da revisão de 2020;
(v) Diferença na PA referente ao resultado dos Pedidos de Reconsideração em face das REH nº
2.702/2020 e nº 2.705/2020
(i) Foi desconsiderada a PA relativa ao SMF (Anexo II da REA nº 10.032/2021);
ONTE Sim (item (i))
(ii) Discute o mérito da própria REA nº 10.032/2021;
(iii) Pede ajustes imediatos pelos ONS do item (i).
(i) A Retificação de obras de reforços (REA nº 9.187/2020) que não constam na lista de módulos.
(ii) Vários outros ajustes na lista de módulos, incluindo alteração do nome de instalações,
reclassificações.
(iii) Revisão do componente Econômico da RBSE.
(iv) Revisão da proporção financeiro e econômico da RBSE.
(v) Diferença entre a PA atribuída aos encargos conexão publicado na REH nº 2.725/2020 e no
Sim (itens (iii),
Despacho nº 1.698/2021 (após recursos) no período de 01/07/2020 a 30/06/2021;
CTEEP
(vi) Faltam valores da PV na Apuração de RB;
(iv), (vi), (xii))
(vii) Faltam módulos operativos na Apuração da RB;
(viii) Divergência da RMEL relativa ao DSP 1.698/2021 na Apuração de RB;
(ix) Divergência da RCDM aprovada pelo DSP 1698/2021 na Apuração de DIT Compartilhada;
(x) As FT relativas aos equipamentos de IdeMdl 31748 e IdeRct 111966 foi classificada como
prevista.
(xi) O valor da PA Revisão citada na NT 086/2021-SGT/ANEEL diverge do Anexo de PA;
(xii) Não foram consideradas PA definidas pelas REA 10.144/2021, 10.201/2021 e 10.202/2021.
(i) Trecho 2 - LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Gentio do Ouro II entrou em operação em data
posterior à considerada no Siget, o que afetou a PA Apuração, pagando mais a transmissora que
ETB Sim (item (ii))
o devido; e
(ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.

IeBiguaçu (i) Faltou incluir na lista de módulos MG para a SE BIGUAÇU Não
(ii) Deve-se realizar novo rateio em função da inclusão do MG

ETEM A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos Sim
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
(i) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos
TME Sim (item (i))
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
(ii) A PA Apuração referente à RBNI não utilizou o índice correto de 8,06%.
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ETAP A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos Sim
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.

LMTE A transmissora reclama da PA Outros Ajustes – Suspensão de Pagamento Base, relativa à RB. Não
ETC A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos Sim
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
(i) O Grupo defende que a "PA Outros Ajustes – PA Postergação" deve ser paga em parcela
única e não em 4 parcelas.
(ii) O Grupo defende que a PA Apuração da SITE está com equívoco na rubrica RBL.
Grupo (iii) O Grupo defende que o Art. 2º da REH nº 2.844/2021, deferindo o recurso interposto pela Sim (itens (i),
LTT, o valor de "Outras Receitas" de R$ -824.036,63 da REH nº 2.705/2020 (ref. jun/19) foi

CELEO reduzido para R$ -681.246,13 (ref. jun/19). Porém, na "PA Revisão" de Outras Receitas da REH (ii) e (iv))
nº 2.895/2021, a ANEEL considerou 1/3 de R$ -824.036,63.
(iv) O Grupo defende que a PA Apuração de todas as empresas dos grupos desconsiderou ajustes
de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos descontos referentes a parcela variável
aplicados pelo ONS.

PBTE A empresa reclama de erro na PA Apuração quanto à atualização dos valores apresentados. Não
Faltou considerar em operação reforço autorizado e a respectiva PA indicada pela SCT na NT nº
GSTE Não
120/2020-SCT/ANEEL, cuja SGT informou que consideraria no ciclo.
(i) Requer várias alterações (nomenclatura de equipamentos, ajuste de tipo de equipamento,

IeJapi ajuste de usuário, inclusão de módulos, etc.) Sim (item (ii))
(ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
(i) Requer várias alterações (nomenclatura de equipamentos, ajuste de tipo de equipamento,

IENNE ajuste de usuário, inclusão de módulos, etc.) Não
(ii) Defende que o componente da RBL no mês de outubro de 2020 da PA Apuração não é zero.
(iii) Existe inversão de valores da PV entre competências.
Defende que a decisão constante no Despacho nº 1.698/02021 não foi considerada na PA
LTTE Não
Outros Ajustes Rede Básica.
(i) Requer várias alterações (nomenclatura de equipamentos, ajuste de tipo de equipamento,
ajuste de usuário, inclusão de módulos, etc.)
IePinheiros (ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos Sim (item (ii))
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
(iii) A PA Autor. Sem RAP Prévia considerou data equivocada da entrada em operação da SE
Getulina.
(i) Requer várias alterações (nomenclatura de equipamentos, ajuste de tipo de equipamento,

Iesul ajuste de usuário, inclusão de módulos, etc.) Sim (item (ii))
(ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
(i) Requer várias alterações (nomenclatura de equipamentos, ajuste de tipo de equipamento,
ajuste de usuário, inclusão de módulos, etc.);

IeTibagi (ii) Defende que a PA Apuração relativa ao Contrato 026/2017 está equivocada em função da Não
não consideração do ajuste do primeiro termo aditivo ao respectivo contrato;
(iii) Defende que a "PA Outros Ajustes" possui erros de atualização do índice (considera os
números-índice de 10/2016 a 05/2021 e não considera a redução de receita citada no item (ii).
(i) A transmissora informa que faltou incluir o módulo MG 500 kV NEVES 1 MG2 MG na lista de

IeMG módulos do processo de reajuste 2021-2022; Sim (item (ii))
(ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
(i) Solicita o recálculo da PA Apuração das transmissoras do grupo em função da
desconsideração da PV no cálculo;
(ii) Incluir os valores do mês de junho de 2020 no cálculo da PA Outros Ajustes";
Grupo
(iii) Revisar a PA Apuração da Neoenergia Dourados em função de eventual erro nas informações
Sim (item (i))
de "RBL Novas" dos meses de 04 e 05/2021 devido a entrada em operação da "FT LT 230 kV
Neoenergia
CAMPO GRANDE 2/IMBIRUSSU C-2 MS";
(iv) Revisar a PA Apuração da Neoenergia Biguaçu em função de eventual erro nas informações
de "RBL Novas" dos meses de 06 2020 a 05/2021 os valores estarem em desacordo com firmado
pela REH nº 2.725/2020.

TPE (i) Reconhecer a RAP de RBNI autorizado pela REA 8.450/19, para o ciclo de 2021-2022; Não
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(ii) Revisar a PA Apuração relativa às receitas descritas no item anterior.
(i) Requer várias alterações (nomenclatura de equipamentos e inclusão de módulos, etc.);
IeItapura (ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos Sim (item (ii))
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
IeItaunas (i) Requer várias alterações (nomenclatura de equipamentos e inclusão de módulos) Não
10. Após a realizada as correções da RAP indicadas na Tabela 1, a SGT encaminhou3 os
cálculos preliminares para os agentes afetados e, com base na análise desses agentes, efetuou
ajustes relacionados às retificações tratadas nesta etapa do processo.
11. Feito esse resumo, passo a discorrer sobre os tópicos constantes nesta retificação.
III.1 Ajuste de proporção entre as receitas de O&M (RBSE e RPC) das transmissoras prorrogadas
12. A SGT verificou, conforme Tabela 2, consideração equivocada das proporções das
receitas com O&M (RBSE e RPC) das concessionárias prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013.
Os agentes afetados por esse ajuste manifestaram-se favoráveis à memória de cálculo
disponibilizada, o que não exclui a possibilidade de eventuais correções em função de outros
méritos questionados.
Tabela 2. Proporções das receitas com O&M (RBSE e RPC).
Proporção (REH Nº 2.895/2021) Proporção (retificação)
Concessionária Contrato

| RBSE | RPC | RBSE | RPC |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| CHESF | 061/2001 | 0,7374 | 0,2626 | 0,9057 | 0,0943 |
| ELETRONORTE | 058/2001 | 0,9602 | 0,0398 | 0,9449 | 0,0551 |
| FURNAS | 062/2001 | 0,8879 | 0,1121 | 0,6384 | 0,3616 |
| CTEEP | 059/2001 | 0,9057 | 0,0943 | 0,7027 | 0,2973 |
| CELG G&T | 063/2001 | 0,9056 | 0,0944 | 0,9602 | 0,0398 |
| ELETROSUL | 057/2001 | 0,7027 | 0,2973 | 0,8765 | 0,1235 |
| CEEE-GT | 055/2001 | 0,9449 | 0,0551 | 0,7374 | 0,2626 |
| COPEL-GT | 060/2001 | 0,8756 | 0,1244 | 0,9056 | 0,0944 |
| CEMIG-GT | 006/1997 | 0,6384 | 0,3616 | 0,8879 | 0,1121 |

III.2 Ajuste na PA Apuração em função da desconsideração da PV
13. Na RAP homologada pela REH nº 2.895/2021 não foi considerada na PA Apuração os
valores de PV na parcela de receitas homologadas pela ANEEL. Em função disso, as transmissoras
que tiveram esse tipo de glosa em função de indisponibilidade ou restrição operativa das instalações
3 Ofício Circular nº 19/2021-SGT/ANEEL, Sicnet: 48581.001273/2021-00.
7 de 17

integrantes da Rede Básica sob sua responsabilidade estariam tendo as glosas devolvidas, o que não
está correto.
14. As razões para o problema foram identificadas e, a priori, corrigidas. Contudo, na
análise do cálculo preliminar da retificação, o grupo Equatorial Energia informou que as retificações
das concessões da EQTL 4 e EQTL 6 estariam corretas, mas as relativas às concessões da EQTL7,
EQTL 8 e Intesa não estariam com a devida consideração das PV. A SGT procedeu a retificação da
EQTL 8, conforme será apresentado na seção III.7 deste voto, porém a avaliação dos casos
referentes à EQTL 7 e Intesa será realizada na próxima etapa de análise dos Pedidos de
Reconsideração.
III.3 Outras retificações
15. A PA homologada pela REH nº 2.895/2021 para a empresa Ourilândia do Norte
Transmissora de Energia Ltda. não considerou os valores de RAP referentes ao ressarcimento do
remanejamento do Sistema de Medição e Faturamento do consumidor livre Mineração Onça Puma
Ltda. da subestação Integradora para a subestação Onça Puma e as adequações para cumprimento
dos Procedimentos de Rede, constante no art. 2º da Resolução Autorizativa nº 10.032, de 25 de
maio de 2021. Desta forma, essa retificação é realizada com a inclusão do valor de R$ 1.133.019,65,
relativo ao dispositivo citado, a valores de junho de 2021.
16. Para a Companhia e Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) faz-se
necessário retificar a descrição da REA que autorizou o seccionamento da linha de transmissão 138
kV Água Vermelha - Jales, circuitos 1 e 2, na subestação Boa Hora. Está descrito que essa autorização
foi realizada pela REA nº 10.144/2021, mas na verdade ela consta na REA nº 10.143/2021. De forma
adicional, foi identificado outros lançamentos de PA para a CTEEP, referentes à O&M e constantes
nas REA nº 10.144/2021, nº 10.201/2021 e nº 10.202/2021 que não constam na REH nº 2.895/2021.
Desta forma, esse ajuste também foi realizado.
17. Para a Cemig Geração e Transmissão S.A (Cemig GT), foi incluído a PA relativa à
autorização para o seccionamento da linha de transmissão 230 kV Ipatinga 1 - Nova Era 2 na
subestação Guilman Amorim, a valores de junho de 2021, no valor de R$ 1.007.317,07, autorizada
8 de 17

por meio da REA nº 10.200/2021.
18. Para a Conversora de Uruguaiana, a Portaria MME nº 624, de 24 de novembro de
2014, a equiparou a uma transmissora até a data de 16 de julho de 2021. A REH nº 2.895/2021 não
observou a data final da equiparação. Desta forma, é necessário retificar a RAP (REQ e MEL), a
cobrança do pagamento das PA estabelecidas pela REH nº 2.895/2021 em parcela única e a fixação
da PA Apuração da competência de junho de 2021.
III.4 Termos de Liberação (LT) não verificados por ocasião da REH nº 2.895/2021
19. Diversos Pedidos de Reconsideração relativos à não utilização de TL no processo
homologação da RAP. Devido ao fato do TL ser cadastrado no SIGET, a Superintendência de
Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE) foi instada a auxiliar a SGT a analisar alguns casos.
20. De forma geral, há reclamações de TL que sequer foram emitidos, emitidos em prazo
não compatível com sua consideração no processo, e cuja informação de conclusão da obra ainda
não havia sido atualizada por algumas transmissoras.
21. A SGT, com auxílio do ONS e da SFE, inseriram os TL não considerados no processo
ordinário da RAP e seus efeitos foram apresentados aos agentes4. Contudo, algumas empresas
questionam a desconsideração de alguns TL e, em função da necessidade de análises mais apuradas,
tais questionamentos serão avaliados na próxima etapa de análise dos Pedidos de Reconsideração.
III.5 Retificação de custos considerados nos processos tarifários de distribuição
22. As retificações ora encaminhadas impactam, dado o período de aplicação das
receitas associadas, os processos tarifários de distribuição homologados após julho de 2021,
inclusive, quanto aos Encargos de Conexão. Contudo, deve-se observar que foram considerados nos
referidos processos os valores até então homologados pela Diretoria da ANEEL, razão pela qual não
4 Ofício Circular nº 19/2021-SGT/ANEEL, Sicnet: 48581.001273/2021-00.
9 de 17

há qualquer identificação de irregularidade nos citados processos tarifários de distribuição.
23. Dessa forma, como as diferenças em termos de custos com Encargos de Conexão não
fazem parte do rol de custos reavaliados pela CVA, devem ser reapreciadas nos processos tarifários
de 2022 pela SGT. Com esse procedimento, distribuidoras e transmissoras estarão com os valores
associados aos Encargos e Conexão do ciclo 2021-2022 equilibrados no próximo processo tarifário
das distribuidoras afetadas. Por esse motivo a SGT recomenda, e eu acato, que os custos com
Encargos de Conexão considerados nos processos tarifários de distribuição que utilizaram os dados
das REH nº 2.895/2021 não sejam reapreciados. Isso se deve ao fato de eventuais ajustes poderem
ser capturados em 2022, sem prejuízo para todos os envolvidos (distribuidoras, transmissoras e
consumidores).
III.6 PA postergação da Revisão Periódica de 2020 das transmissoras Licitadas
24. A Revisão Periódica de 2020 das transmissoras licitadas não pôde ser realizada
tempestivamente, para que o resultado vigorasse a partir de 1º de julho de 2020. Ela foi aprovada
somente em 15 de dezembro de 2020, por meio da Resolução Homologatória nº 2.826.
25. Como consequência, no ciclo 2021/2022 fez-se necessário implementar os efeitos
dessa revisão e a PA devida à postergação da revisão para que os efeitos financeiros ocorressem em
1º de julho de 2021.
26. Entretanto, na operacionalização dessa PA, erroneamente ela foi dividida em 16
parcelas, resultando em R$ 1.302.307,73, quando o correto deveria ser R$ 20.836.923,63, gerando
diferença financeira significativa, corrigida nesta ocasião conforme Tabela 3.
Tabela 3. Parcelas de Ajuste (PA) de postergação da Revisão Tarifária de 2020.
PA Revisão
Transmissora Contrato Grupo Equipamento
(Ref.jun/21)

| Cantareira | 019/2014 Rede Básica | 4.508.460,17 |
| --- | --- | --- |
| CELG G&T | 003/2015 Rede Básica | 99.878,67 |
| Copel-GT | 021/2014 Rede Básica | 316.470,35 |
| Copel-GT | 021/2014 GRP 138 kV REALEZA PR | 18.560,72 |
| Copel-GT | 022/2014 Rede Básica | 894.074,68 |
| Esperanza | 018/2014 Rede Básica | 2.838.893,98 |
| Macedo | 005/2015 Rede Básica | 8.524.156,08 |

10 de 17

Morro Agudo 006/2015 Rede Básica 542.165,85
Morro Agudo 006/2015 GRP 138 kV MORRO AGUDO SP 8.045,17
Morro Agudo 006/2015 GRP MORRO AGUDO - CPFL 85.611,48

| Odoyá | 017/2014 Rede Básica | 2.607.953,29 |
| --- | --- | --- |
| Odoyá | 017/2014 GRP 69 kV JUAZEIRO III BA | 9.229,19 |
| Odoyá | 017/2014 GRP JUAZEIRO III - COELBA | 14.721,14 |
| Chesf | 018/2009 Rede Básica | 53.443,67 |
| Chesf | 017/2009 Rede Básica | 92.603,18 |
| Chesf | 017/2009 GRP 69 kV NATAL III RN | 1.192,05 |
| Chesf | 017/2009 GRP NATAL III - COSERN | 2.972,81 |
| Chesf | 017/2009 GRP 69 kV Santa Rita II PB | 5.084,82 |
| Chesf | 017/2009 GRP Santa Rita II - ENERGISA PB | 2.972,79 |
| Chesf | 017/2009 GRP 69 kV ABAIXADORA / ZEBU | 1.192,05 |
| Chesf | 017/2009 GRP ZEBU - CEAL | 2.229,61 |
| Chesf | 017/2009 GRP ZEBU - COELBA | 743,20 |
| Copel-GT | 027/2009 Rede Básica | 57.125,75 |
| Eletronorte | 021/2009 Rede Básica | 344.674,28 |
| Eletronorte | 022/2009 Rede Básica | 203.075,21 |
| ESDE | 025/2009 Rede Básica | 126.522,25 |
| ESDE | 025/2009 GRP 138 kV Santos Dumont MG | 9.523,18 |
| IEJAPI | 026/2009 Rede Básica | 150.707,70 |
| IEJAPI | 026/2009 GRP 88 kV JANDIRA SP | 12.228,55 |
| IEJAPI | 026/2009 GRP 138 kV JANDIRA SP | 823,32 |
| IEJAPI | 026/2009 GRP JANDIRA - ELETROPAULO | 7.674,32 |
| IEJAPI | 026/2009 GRP 88 kV SALTO SP | 5.877,31 |
| IEJAPI | 026/2009 GRP SALTO - CPFL PIRATININGA | 7.674,32 |
| TGO | 028/2009 Rede Básica | 75.113,26 |
| TME | 023/2009 Rede Básica | 154.522,32 |
| TPAE | 019/2009 Rede Básica | 51.549,90 |
| TSP | 024/2009 Rede Básica | -887.529,84 |
| TSP | 024/2009 GRP 138 kV ITATIBA SP | -10.817,72 |
| TSP | 024/2009 GRP ITATIBA - CPFL | -102.475,44 |

Total 20.836.923,63
III.7 Ajustes na rubrica "RBL" devida no cálculo da PA Apuração de Rede Básica
27. A partir da manifestação de seis concessionárias, a SGT identificou que o SIGET não
realizou o cálculo das PA de Apuração de Rede Básica considerando a rubrica "RBL" corretamente.
A ANEEL está verificando o problema no sistema e, enquanto essa verificação não é finalizada, a SGT
realizou o cálculo manual dessa rubrica, com os resultados apresentados na Tabela 3. Pelo fato da
ANEEL estar aguardando a análise do SIGET para verificar a extensão do problema, eventuais novos
erros identificados nesta rubrica após a correção do sistema serão retificados na segunda etapa de
avaliação dos Pedidos de Reconsideração.
Tabela 4. Parcelas de Ajuste (PA) de Apuração de Rede Básica (RB).
11 de 17

PA apuração RB % Erro em

Contrato de PA apuração RB RAP da
Transmissora homologada pela REH relação a RAP
Concessão ajustada [R$] concessão [R$]
nº 2.895/2021 [R$] homologada

| EQTL 08 | 048/2017 | -26.416.542,55 | -4.541.031,98 158.569.237,70 | 13,80% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| GENEBRA | 001/2014 | -47.727.331,35 -12.132.460,66 261.991.395,15 | 13,59% |  |  |
| ARTEON | 029/2017 | -257.898,79 | -54.691,31 | 11.266.925,30 | 1,80% |
| SITE | 002/2018 | -3.020.023,39 | -732.717,79 101.721.844,79 | 2,25% |  |
| MARIANA | 011/2014 | -1.853.624,73 | -444.178,02 | 17.754.450,99 | 7,94% |
| ARGO III | 049/2017 | -6.711.507,94 | -3.323.270,62 | 81.233.899,43 | 4,17% |

III.8 Recontabilização e resultados da retificação da RAP para o ciclo 2021-2022
28. As receitas homologadas pela REH nº 2.895/2021 tiveram vigência e foram
operacionalizadas pelo ONS a partir da competência de julho de 2021. Contudo, as retificações
promovidas neste voto alteram as receitas das transmissoras já pagas nos meses de julho, agosto e
setembro. Desta forma, o ONS deve recontabilizar esses três meses já processados para tornar o
restante do fluxo da transmissão alinhado com as receitas retificadas.
29. Em função de todas as retificações ora encaminhadas, as receitas referentes às
instalações de transmissão sob responsabilidade das transmissoras para o ciclo 2021-2022 totalizam
R$ 32.343.051.076,94. Na homologação original, REH nº 2.895/2021, esse valor foi de R$
31.894.567.810,61. Dessa forma, houve aumento no valor das receitas de 1,41% (R$ 448,5 milhões).
30. A esse valor deve ser considerado os valores de PA, R$ 47,3 milhões na REH nº
2.895/2021 e R$ -210,2 milhões após as retificações, e a previsão de obras utilizada no cálculo
tarifário, R$ 1,841 bilhão na REH nº 2.895/2021 e R$ 1,632 bilhão após as retificações.
31. Ao conjugar a RAP, a PA e a previsão de obras alteradas, o resultado é de redução da
ordem de R$ 200 milhões da tarifa homologada na REH nº 2.895/2021, o que representa -0,06% de
variação em relação ao utilizado no estabelecimento das Tarifas e Uso do Sistema de Transmissão
(TUST). Na avaliação da SGT, com o que concordo, esse valor reduzido não justifica o
reprocessamento da TUST, frente ao esforço operacional e a absorção desses valores no processo
de reajuste subsequente por meio da Parcela de Ajuste.
12 de 17

III.9 Melhoria no processo de reajuste da RAP e TUST para o ciclo 2022-2023
32. Nos últimos anos tem-se observado um aumento expressivo no número de Contratos
de Concessão de Transmissão em operação comercial. A Figura 1 mostra que no último ciclo,
2021/2022, a variação em relação ao ciclo 2011/2012 foi de 221%.
Evolução dos Contratos de Concesssão em operação
300 250%
263
242 221%
250
200%
216 195%
197
200 188
172 163%
150%
155
140%
150 136 129%
114 110%
100%
98
100 82 89%
66%
50%
50
39%
20%
0 0% 0%
Figura 1. Evolução dos contratos de concessão de transmissão em operação comercial.
Fonte: SGT.
33. A ANEEL e suas equipes técnicas têm se organizado para processar a quantidade de
informações necessárias referentes aos Contratos de Concessão, especialmente as relacionadas à
definição da RAP. Contudo, como verificado nessa primeira parte de análise dos Pedidos de
Reconsideração, muitos erros materiais foram identificados nesse processo e estão sendo corrigidos
na data de hoje. Essa retificação é importante, pois os agentes setoriais terão a clareza dos valores
de receita a serem recebidos, mas ao mesmo tempo traz para reflexão da ANEEL a adoção de
processos mais modernos e automatizados para o processamento das receitas de forma a evitar ou
minimizar erros.
34. O processo de reajuste da RAP é operacionalizado a partir das informações descritas
no Submódulo 10.4 dos PRORET. Os últimos dados a serem utilizados nesse cálculo são
13 de 17

disponibilizados na primeira quinzena de junho de cada ano, como os índices de inflação, a apuração
realizada de junho do ano anterior a maio do ano sob cálculo, pelo ONS, e o resultado das revisões
periódicas de RAP, pela SGT, e dos reforços de pequeno porte sem RAP prévia, pela SCT. A data de
vigência das receitas e tarifas de transmissão deve iniciar em 1º de julho de cada ano, o que delimita
o processo de cálculo em torno de 15 a 20 dias a partir da disponibilização dessas últimas
informações.
35. Para fazer uma gestão melhor do processo, a ANEEL está estudando a execução de
um reajuste preliminar da RAP, a ser realizada na primeira quinzena de maio, para que as
transmissoras e demais agentes possam analisar e apontar eventuais inconsistências na RAP e na
TUST. Essa análise prévia das transmissoras tenderá a diminuir bastante eventuais inconsistências
de dados.
36. Do ponto de vista de sistema, a ANEEL está trabalhando para uma melhor integração
de dados junto ao ONS, em especial a sistematização dos dados dos Termos de Liberação (TL), que
atualmente carecem de cadastro manual pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de
Eletricidade (SFE) e de registro de conclusão de obra por parte das transmissoras.
37. Ainda em relação à sistema, o objetivo da ANEEL é evitar o manuseio de dados por
meio de arquivos eletrônicos para carregamento no SIGET. No curto prazo, a ação deve ser
direcionada à confecção de base de dados dos resultados de revisão da RAP para integrar ao SIGET
sem a necessidade de manipulação de arquivos auxiliares, reduzindo a ação humana nesse
processo. No longo prazo, a ação estrutural está no Sistema de Inteligência Analítica do Setor
Elétrico (SIASE-T), módulo de Transmissão, ferramenta idealizada para integrar os algoritmos de
cálculo às bases de dados de todos os processos de transmissão.
38. Espera-se que a agregação desses procedimentos a serem estudados e implantados
pela ANEEL traga mais eficiência ao processo de reajuste da RAP, diminuindo a possibilidade de
erros materiais.
III – DIREITO
14 de 17

39. Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos legais e regulatórios: 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; nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999; e nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013; 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, de 8 de dezembro de 2020; nº 906, de 8 de dezembro de 2020; Contratos de
Concessão de Transmissão; Submódulos 9.1, 9.3, 9.7 e 10.4 dos Procedimentos de Revisão Tarifária
(Proret); Resolução ANEEL nº 281, de 1º de outubro de 1999; Resolução Normativa nº 267, de 5 de
junho de 2007; nº 349, de 15 de janeiro de 2009; nº 442, de 26 de julho de 2011; nº 559, de 27 de
junho de 2013; nº 666, de 23 de junho de 2015; e nº 762, de 21 de fevereiro de 2017, revogada pela
nº 918, de 23 de fevereiro de 2021.
IV – DISPOSITIVO
40. Diante do exposto, e o que consta do Processo nº 48500.000375/2021-06, voto pelas
seguintes decisões em relação aos Pedidos de Reconsideração em face da Resolução Homologatória
nº 2.895, de 13 de julho de 2021, fixou a Receita Anual Permitida (RAP) para o ciclo 2021-2022 das
concessionárias de transmissão para o período de 1º de julho de 2021 a 30 de junho de 2022, dentre
outras disposições:
a) conhecer e dar provimento aos Pedidos de Reconsideração analisados até o
presente momento, conforme Tabela 1 deste voto, interpostos pela Interligação Elétrica do
Madeira S.A. (IeMadeira), Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia
Elétrica (ABRATE), Interligação Elétrica Garanhuns S.A. (IeGaranhuns), Equatorial Transmissora
4 SPE S.A (EQTL 04), Equatorial Transmissora 6 SPE S.A (EQTL 06), Equatorial Transmissora 7 SPE
S.A (EQTL 07), Equatorial Transmissora 8 SPE S.A (EQTL 08), Integração Transmissora de Energia
S.A. (Intesa), Empresa de Transmissão de Várzea Grande S.A. (ETVG), Empresa de Transmissão
do Espírito Santo S.A. (ETES), Empresa de Transmissão do Mato Grosso S.A. (ETEM), Empresa
Transmissora Agreste Potiguar S.A. (ETAP); Cemig Geração e Transmissão S.A (Cemig GT),
Interligação Elétrica Aguapeí S.A. (IeAguapeí), Furnas Centrais Elétricas S.A. (Furnas), Copel
Geração e Transmissão S.A (Copel), Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica
do Sul do Brasil (CGT Eletrosul), Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia
Elétrica (CEEE-GT), EDP Transmissão S.A. (EDP T), EDP Transmissão MA II S.A. (EDP MA II), Evrecy
Participações Ltda. (Evrecy), Interligação Elétrica Itaquerê S.A. (IeItaquere), Centrais Elétricas
15 de 17

do Norte do Brasil (Eletronorte), Ourilândia do Norte Transmissora de Energia Ltda. (ONTE),
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista S.A. (CTEEP), Empresa Transmissora
Baiana S.A. (ETB), Transmissora Matogrossense de Energia S.A. (TME), Cachoeira Paulista
Transmissora de Energia S.A. (CPTE), Vila do Conde Transmissora de Energia S.A. (VCTE), LT
Triângulo S.A. (LTT), Jauru Transmissora de Energia S.A. (JTE), Pedras Transmissora de Energia
S.A. (Pedras), Linha de Transmissão Corumbá S.A. (LTC); Coqueiros Transmissora de Energia S.A.
(Coqueiros), Brilhante Transmissora de Energia S.A. (Brilhante), Encruzo Novo Transmissora de
Energia S.A. (Encruzo), Caiuá Transmissora de Energia S.A. (Caiuá), Serra de Ibiapaba de Energia
S.A. (SITE), Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A (Maranhense), Parintins
Amazonas Transmissora de Energia (PATE), Brilhante II Transmissora de Energia S.A. (Brilhante
II), Cantareira Transmissora de Energia S.A (Cantareira), Interligação Serra do Japi S.A. (IeJapi),
Interligação Elétrica Pinheiros S.A. (IePinheiros), Interligação Elétrica Sul S.A. (Iesul),
Interligação Elétrica de Minas Gerais S.A. (IeMG), Afluente Transmissão de Energia Elétrica S.A.
(Afluente), SE Narandiba S.A. (Narandiba), Potiguar Sul Transmissão de Energia S.A. (Potiguar
Sul), Atibaia Transmissão de Energia S.A. (Atibaia), Biguaçu Transmissão S.A. (Biguaçu), Nova
Porto Primavera – Rio Brilhante S.A. (Neoenergia Dourados), Sobral Transmissão de Energia S.A
(Sobral); Interligação Elétrica Itapura S.A. (IeItapura); Transmissora Aliança de Energia Elétrica
S.A (TAESA); Nordeste Transmissora de Energia S.A.(NTE); São Pedro Transmissora de Energia
S.A. (São Pedro); Odoya Transmissora de Energia S.A. (Odoya); Transmissora José Maria de
Macedo Eletricidade S.A. (JMM); Esperanza Transmissora de Energia S.A.; Arteon Z1 Energia
S.A. e Companhia Hidrelétrica do São Francisco (CHESF) para retificação:
i) das Receitas Anuais Permitidas (RAP) classificadas como RBSE e RPC, contendo
os custos relativos a O&M;
ii) dos valores correspondentes à Parcela Variável que não foram considerados no
cálculo da PA Apuração;
iii) dos descontos, via PA Apuração, das receitas devidamente recebidas após
entrada em operação devido a desconsideração de Termos de Liberação (TL) não
cadastrados no Sistema de Gestão da Transmissão (SIGET);
iv) dos valores de RAP referentes ao ressarcimento do remanejamento do Sistema
de Medição e Faturamento do consumidor livre Mineração Onça Puma Ltda. da subestação
Integradora para a subestação Onça Puma e as adequações para cumprimento dos
Procedimentos de Rede, constante no art. 2º da Resolução Autorizativa nº 10.032, de 25 de
maio de 2021;
v) de outros lançamentos de PA para a CTEEP, referentes à O&M e constantes nas
REA nº 10.144/2021, nº 10.201/2021 e nº 10.202/2021 que não constam na REH nº
2.895/2021;
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vi) da PA relativa à autorização para o seccionamento da linha de transmissão 230
kV Ipatinga 1 - Nova Era 2 na subestação Guilman Amorim, autorizada por meio da REA nº
10.200/2021;
vii) da PA relativa à postergação da revisão tarifária de 2020/21 e da rubrica "RBL"
devida no cálculo da PA Apuração de Rede Básica;
b) retificar, de ofício, a RAP (REQ e RMEL), a cobrança do pagamento das PA
estabelecidas pela REH nº 2.895/2021 em parcela única e a fixação da PA Apuração da
competência de junho de 2021 da Conversora de Uruguaiana;
c) pela recontabilização dos valores de RAP já processados pelo Operador Nacional
do Sistema Elétrico (ONS) referente aos meses competência de julho, agosto e setembro de
2021, a partir da apuração da competência do mês de outubro de 2021;
d) pela publicação de Resolução Homologatória alterando os anexos da Resolução
Homologatória nº 2.895, de 13 de julho de 2021.
Brasília, 5 de outubro de 2021.
(assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor
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