REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 12205/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Autoriza a Companhia Hidroelétrica do São Francisco – Chesf a implantar os reforços em instalação de transmissão sob sua responsabilidade, bem como estabelece os valores das correspondentes parcelas da Receita Anual Permitida.
Assunto: Autorização
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-07-06
Autor: ANEEL

23ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria,
Brasília, 28/06/2022
VOTO
PROCESSO: 48500.005644/2022-01.
INTERESSADOS: Companhia Hidro Elétrica do São Francisco S.A - Chesf.
RELATOR: Diretor Ricardo Lavorato Tili.
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES, PERMISSÕES E AUTORIZAÇÕES DE TRANSMISSÃO
E DISTRIBUIÇÃO – SCT.
ASSUNTO: Autorização e estabelecimento da Parcela da Receita Anual Permitida – RAP referente a
reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade da Companhia Hidro Elétrica do São
Francisco – Chesf.
I – RELATÓRIO
1. Em 12 de maio de 2022, mediante o Despacho Decisório nº 8/2022/SPE, o Ministério de
Minas e Energia ("MME") publicou o Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica ("POTEE")
2021 – Rede básica e Demais Instalações de Transmissão (3ª emissão).
2. Em 10 de junho de 2022, a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de
Transmissão e Distribuição ("SCT") emitiu a Nota Técnica nº 426/2022-SCT/ANEEL, recomendando a
autorização e estabelecimento da parcela adicional de Receita Anual Permitida ("RAP") para Companhia
Hidro Elétrica do São Francisco S.A - Chesf, em função do reforço na Subestação ("SE") Camaçari IV, objeto
do POTEE 2021.
3. Em 20 de junho de 2022, o Processo foi a mim distribuído.
4. É o Relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO

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5. O processo versa sobre a análise de autorização e estabelecimento de parcela de RAP
referente à implantação de reforço em instalação de transmissão sob responsabilidade da Chesf,
detalhado na tabela 1.
Tabela 1: Dados do empreendimento em análise
Entrada em
Data de

Empreendimento Plano operação Processo ANEEL
Necessidade
(1)
Plano de Outorgas
SE 500 KV CAMAÇARI IV de Transmissão de
Energia Elétrica
1° Capacitor em
Derivação 230 kV, 1 x 100

Rede Básica e Até 24 48500.005644/2022Mvar 3Ф Imediata
Demais Instalações meses 01

CCD (Conexão de de Transmissão
Capacitor Derivação) 230
Ciclo 2021 – 3ª
kV, Arranjo BD4
emissão
(1) Prazo para entrada em operação comercial, a contar da publicação da respectiva Resolução
Autorizativa
6. Encaminho Decisão no sentido de APROVAR a emissão de Resolução Autorizativa, na forma
da minuta anexa, que autoriza a implantação do referido reforço, bem como estabelece a parcela de RAP,
e dá outras providências; é o que se passa a demonstrar.
7. Inicialmente, ressalta-se que o referido reforço está classificado com a prioridade P0, a qual
está relacionada aos equipamentos indicados para controle de tensão na rede básica, e àqueles indicados
para solucionar problemas de superação de nível de curto-circuito. Ademais, por se tratar de reforço com
escopo de obra bem definido não foi solicitada informações da transmissora, conforme prevê o
submódulo 9.7 do PRORET, sendo utilizado o Banco de Preços de Referência – BPR da ANEEL, aliado ao
SIGET. Nesse sentido, considerou-se os valores de investimento constantes no BPR da ANEEL para: um
módulo de equipamento (capacitor em derivação 230 kV, 1 x 100 Mvar), um módulo de manobra
(conexão, 230 kV, em barra dupla a quatro chaves), e um módulo de infraestrutura em 230 kV.

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8. Antes de continuar, é importante observar que o BPR foi idealizado e estruturado
modular1.
considerando a expansão das instalações de transmissão de forma
9. Assim, o preço do serviço de transmissão é formado pelas unidades modulares do BPR,
sendo o módulo a unidade mínima de preço a ser utilizada nas estimativas de expansões, pois essas
expansões, reforços ou melhorias, em geral, se fazem de forma modular. Não se pretende com a aplicação
do banco reproduzir a obra de engenharia realizada pela transmissora, que terá características e
quantitativos de equipamentos próprios a depender da solução adotada.
10. É razoável pressupor que os módulos do BPR ANEEL atenderão aos requisitos mínimos dos
Procedimentos de Rede. No entanto, devido a impossibilidade de mantê-lo sempre atualizado, a simples
não indicação de um equipamento no módulo padrão do BPR, no momento da autorização, não afasta a
obrigação da transmissora de implantar as instalações autorizadas atendendo aos Procedimentos de
Rede. Como parte do processo de Revisão Tarifária, o BPR ANEEL irá passar por recálculo dos valores
médios e incorporará as mudanças nos Procedimentos de Rede. Assim, entende-se que a revisão da RAP
das autorizações realiza o tratamento adequado para as evoluções dos requisitos que devem passar a ser
reconhecidos na precificação dos reforços ou melhorias.
11. Nesta instrução se considera que quaisquer reforços de pequeno porte não vinculado ao
grande porte, originários da autorização, devem seguir o rito ordinário de autorização e reconhecimento
de receitas de pequeno porte detalhado em pormenor na Rotina Operacional Padrão constante da página
eletrônica da ANEEL: https://www.gov.br/aneel/pt-br/assuntos/transmissao/autorizacao.
12. Com relação ao prazo para execução do referido reforço, foi utilizado o prazo médio para
autorizações deste tipo de Função Transmissão, conforme a Nota Técnica nº 0835/2018-SCT/ANEEL, ou
seja, 24 meses. Caso a transmissora entenda por prazo diverso, tal pleito poderá ser realizado à ANEEL e
deverá ser referendado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ("ONS").
13. Destaco que o Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica apresenta para cada
obra a data de necessidade sistêmica com base nas informações prestadas pelas transmissoras. Tal
Vide
1 Nota Técnica nº 099/2008–SRT/ANEEL, de 26 de dezembro de 2008 e Resolução Homologatória nº 758, de 6 de janeiro
de 2009.

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informação é de grande relevância uma vez que determina a partir de quando esta instalação traz
benefícios para o sistema elétrico e o custo pode ser atribuído aos usuários.
14. Para as obras cujo prazo é imediato, como é o caso, não há vedações quanto à antecipação
do prazo de construção previsto em ato autorizativo.
15. Ademais, os procedimentos e metodologias adotados na instrução deste processo
atendem ao que dispõe o Módulo 9, integrante dos Procedimentos de Regulação Tarifária ("PRORET"), de
que trata a REN nº 435, de 2011.
16. Conforme estabelece o Submódulo 9.7, aprovado pela REN nº 1.003, de 2022, a receita
estabelecida nas Resoluções é devida à transmissora a partir da data da entrada em operação comercial
do empreendimento. Nos períodos entre revisões as receitas associadas às melhorias e aos reforços têm
caráter provisório, sendo redefinidas no processo de revisão subsequente à entrada em operação
comercial do empreendimento, com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercial do
reforço ou melhoria. A eventual diferença decorrente da revisão do valor será considerada na RAP da
transmissora em parcelas iguais até a revisão periódica da RAP subsequente.
17. Os encargos setoriais e tributos considerados no cálculo do adicional de RAP (RGR, TFSEE e
P&D) obedecem ao disposto item 11.2 do Submódulo 9.7. Além dos encargos setoriais, a depender do
contrato de concessão, poderão compor o adicional de RAP os valores relativos às contribuições
PIS/PASEP e COFINS, estabelecidos na Lei n.º 10.637, de 2002, e na Lei n.º 10.833, de 2003, com o
correspondente tratamento tarifário na Lei n.º 8.987, de 1995.
18. Em atendimento ao disposto no art. 1º da Portaria nº 318, de 2018, o adicional de RAP é
estabelecido considerando-se o impacto do Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da
Infraestrutura ("REIDI"), instituído pela Lei nº 11.488, de 2007.
19. Conforme estabelecido no Contrato de Concessão ANEEL n° 07/2010, a RAP a ser paga à
Transmissora não considera o montante necessário à cobertura das despesas com PIS/PASEP e COFINS,
valor este incluído pelo ONS nos Avisos de Crédito ("AVC") e Avisos de Débito ("AVD"). Dessa forma, o
adicional de RAP para a implantação do reforço foi calculado sem a aplicação da alíquota referente a esses
tributos.

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20. Nesse sentido, reproduzo a tabela 2 da NT nº 426/2022-SCT/ANEEL com os valores de
investimentos utilizados pela ANEEL, o percentual de O&M adotado, a respectiva parcela adicional de
RAP, considerando-se o perfil plano para recebimento da receita, e o enquadramento do
empreendimento conforme a seção 3.1 do Módulo 3 das Regras de Transmissão, aprovadas pela REN nº
905, de 2020.
Tabela 2: Investimento (R$), O&M (%) e RAP (R$)
REN

Empreendimento Investimento O&M RAP
905/2020
SE 500 KV CAMAÇARI IV
1° Capacitor em Derivação 230 kV, 1 x 100

Mvar 3Ф 11.637.690,92 2,0% 1.536.792,82 4.1,b.
CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 230 kV,
Arranjo BD4

Total 11.637.690,92 - 1.536.792,82 ---
Referência de preço: junho de 2021.
21. Por fim, dada a necessidade de instalação dos equipamentos citados no POTEE 2021,
entendo que a recomendação constante da Nota Técnica nº 426/2022-SCT/ANEEL, merece ser acolhida,
haja vista que restou comprovado que os dispositivos legais e regulamentares foram observados no
cálculo da RAP.
III – DIREITO
22. A decisão tem amparo nos seguintes dispositivos legais e regulamentares:
(a) Art. 3º-A, § 3º, da Lei nº 9.427, de 1996; (b) art. 17 da Lei nº 9.074, de 1995; (c) art. 12
do Decreto nº 1.717, de 1995; (d) art. 8º da Lei nº 9.648, de 1998; (e) art. 6º, § 1º, e art. 7º,
inciso II do Decreto nº 2.655, de 1998; (f) Resoluções Normativas - RENs nº 67 e nº 68,
ambas de 8 de 2004; (g) art. 21 da Lei nº 12.783, de 2013; (h) REN nº 880, de 2020; e (i)
REN nº 905, de 2020.

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IV – DISPOSITIVO
23. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.005644/2022-01, voto por
APROVAR a emissão de Resolução Autorizativa, na forma da minuta anexa, que autoriza a implantação
de reforço em instalações de transmissão sob responsabilidade da Companhia Hidro Elétrica do São
Francisco S.A.; e estabelece a parcela adicional de Receita Anual Permitida ("RAP").
Brasília, 28 de junho de 2022.
(Assinado digitalmente)
RICARDO LAVORATO TILI
Diretor