DSP - DESPACHO 1425/2022
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Conhece dos pedidos de reconsideração apresentados tempestivamente contra o resultado da Resolução Homologatória ANEEL 2.895, de 13 de julho de 2021, retificada pela Resolução Homologatória ANEEL 2.959, de 5 de outubro de 2021, conforme condições detalhadas; 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, listadas na Nota Técnica SGT/ANEEL 082 de 2022; aprova os anexos à Nota Técnica citada; e determina que as alterações ocorram no reajuste anual das receitas do ciclo 2022-2023, com o correspondente reajuste nos valores.
Assunto: Pedido de reconsideração
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-06-07
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 082/2022-SGT/ANEEL
Em 26 de maio de 2022.
Processo: 48500.000375/2021-06.
Assunto: Pedidos de Reconsideração interpostos
contra a Resolução Homologatória nº 2.895, de 13 de
julho de 2021.
I - DO OBJETIVO
1. Subsidiar a Diretoria Colegiada da ANEEL na decisão quanto aos Pedidos de Reconsideração
interpostos em face da Resolução Homologatória (REH) nº 2.895, de 13 de julho de 2021.
II - DOS FATOS
2. A Resolução Homologatória nº 2.895, de 2021, 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 2021 a 30 de junho de 2022.
3. O Quadro 1 apresenta os pedidos de reconsideração interpostos contra o resultado da RAP
estabelecido pela Resolução Homologatória nº 2.895, de 2021.
Agente(s) SIC
MGE 48513.019692/2021-00
CEMIG GT 48513.020208/2021-00
Ie Aguapeí 48513.020253/2021-00
IeMadeira 48513.020328/2021-00
ABRATE 48513.020321/2021-00
NTE; SÃO PEDRO; TAESA 48513.020325/2021-00
Concessionárias TBE 48513.020304/2021-00
IeGaranhuns 48513.020308/2021-00
Grupo Quantum 48513.020305/2021-00
Grupo Equatorial 48513.020309/2021-00
Grupo ARGO 48513.020326/2021-00
Arteon Z1 48513.020258/2021-00
Arteon Z2 48513.020260/2021-00
Mantiqueira 48513.020281/2021-00
Chesf 48513.020301/2021-00
IeAguapeí 48513.020253/2021-00
Furnas 48513.020346/2021-00
48513.022809/2021-00

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
Agente(s) SIC
COPEL 48513.020341/2021-00
48513.022818/2021-00
CELG GT 48513.020338/2021-00
CGT Eletrosul 48513.020334/2021-00
CEEE 48513.020332/2021-00
EDP T; EDP MA II 48513.020350/2021-00
ETVG 48513.020361/2021-00
ETES 48513.020357/2021-00
Evrecy 48513.020356/2021-00
IeItaquere 48513.020363/2021-00
Eletronorte 48513.020344/2021-00
48513.022864/2021-00
ONTE 48513.020349/2021-00
CTEEP 48513.020352/2021-00
48513.020354/2021-00 (idênticos)
ETB 48513.020355/2021-00
IeBiguaçu 48513.020358/2021-00
48513.020360/2021-00 (idênticos)
ETEM 48513.020359/2021-00
TME 48513.020362/2021-00
ETAP 48513.020364/2021-00
Macapá 48513.020365/2021-00
ETC 48513.020367/2021-00
Grupo CELEO 8513.020378/2021-00
PBTE 48513.020376/2021-00
GSTE 48513.020379/2021-00
IeJapi 48513.020370/2021-00
IENNE 48513.020375/2021-00
LTTE 48513.020369/2021-00
IePinheiros 48513.020371/2021-00
Iesul 48513.020372/2021-00
IeTibagi 48513.020373/2021-00
IeMG 48513.020374/2021-00
MEZ 5 E-mail*
Grupo Neoenergia 48513.020327/2021-00
TPE 48513.020353/2021-00
IeItapura 48513.020366/2021-00
IeItaunas 48513.020368/2021-00
Quadro 1 – Agentes que interpuseram pedidos de reconsideração contra a REH nº 2.895/2021.
4. Expirado o prazo para envio de recurso, o Grupo Energisa realizou reunião com a
SGT/ANEEL a fim de apresentar questionamentos relacionados com o resultado da REH nº 2.895/2021.
Por não haver uma representação formal dos questionamentos, os mesmos foram tratados na seção
relativa à revisões autotutelares realizadas no processo de recurso à RAP do ciclo 2021-2022.
5. Em face de erros materiais e pedidos extraordinários de agentes alcançados pela Resolução

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
Homologatória nº 2.895, de 2021, foi encaminhado o Ofício Circular nº 19/2021-SGT/ANEEL1, de 16 de
agosto de 2021, às empresas afetadas pelo resultado parcial das ações que seriam consideradas a título
de retificação. Em resposta, recebemos, além de contribuições manifestadas por reuniões, e-mails e
ligações, os seguintes documentos:
Agente SIC
48513.022701/2021-00
Arcoverde 48513.025290/2021-00
Copel 48513.022818/2021-00
Grupo Quantum 48513.025579/2021-00
Furnas 48513.022809/2021-00
Macapá 48513.022841/2021-00
Transiparé 48513.024509/2021-00
LTTE 48513.022839/2021-00
MSG 48513.025501/2021-00
Quadro 2 – Manifestações aos dados preliminares da retificação da REH nº 2.895/2021.
6. Por fim, foi publicada retificação do resultado da RAP para o ciclo 2021-2022 por meio da
Resolução Homologatória nº 2.959, de 5 de outubro de 2021. As Notas Técnicas nº 212/2021-SGT/ANEEL2
e nº 228/2021-SGT/ANEEL3 fundamentaram a retificação. Salienta-se que, na oportunidade, parte dos
pedidos apresentados no quadro 1 foram tratados, em especial os de repercussão geral identificada e os
de baixa complexidade e volume de tratamento.
7. Reforça-se que após a publicação da Resolução Homologatória nº 2.959, de 2021, foram
recebidas diversas manifestações, conforme quadro abaixo. Contudo, de forma geral, referiram-se a
reforços das manifestações já encaminhadas.
Agente SIC
Grupo ARGO (Argo III) 48513.029075/2021-00
CPFL 48513.029104/2021-00
CTEEP 48513.029000/2021-00
Eletrosul 48513.029229/2021-00
Evrecy 48513.029001/2021-00
IeAguapeí 48513.029002/2021-00
IeBiguaçu 48513.029003/2021-00
IeItapura 48513.029004/2021-00
IeItaquere 48513.029005/2021-00
IeItaunas 48513.029006/2021-00
IeJapi 48513.029007/2021-00
IeMG 48513.029011/2021-00
IENNE 48513.029013/2021-00
IePinheiros 48513.029008/2021-00
IeSul 48513.029009/2021-00
IeTibagi 48513.029010/2021-00
1
SIC nº 48581.001273/2021-00
2 SIC nº 48581.001383/2021-00
3
SIC nº 48581.001509/2021-00

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
Agente SIC
Macapá 48513.027218/2021-00
LTTE 48513.027220/2021-00
Quadro 3 – Manifestações após a retificação da REH nº 2.895/2021.
8. Em 3 de setembro de 2021, essa Superintendência de Gestão Tarifária – SGT encaminhou,
às Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT e
Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE, o Memorando-Circular nº 005/2021
-SGT/ANEEL4, solicitando a análise dos recursos que seriam de mérito destas Uorgs. Em resposta às
327/2021-SFE/ANEEL5,
análises solicitadas, recebemos os memorandos nº de 21 de setembro de 2021, e
255/2021-SCT/ANEEL6,
nº 24 de novembro de 2021.
III - DA ANÁLISE
III.1 – Do apoio necessário às análises dos pedidos de reconsideração
9. Inicialmente, salienta-se que, no decorrer da análise das questões suscitadas, a SGT teve
que contar, além das respostas encaminhadas pelas Uorgs, com a colaboração ativa de diversos servidores
da SCT, SFE, SRM e SRT, além da equipe terceirizada da SGI que mantém o Siget. Tais ações foram
necessárias devido ao quadro de servidores da SGT ter sofrido baixas nos últimos anos em virtude de
exonerações, cessões, aposentadorias, posse em outros cargos inacumuláveis e transferências para
outras Uorgs. Reforça-se que sem o referido auxílio, a presente análise não teria sido possível.
III.2 – Da análise dos pleitos individuais dos agentes
10. De maneira a individualizar os pleitos encaminhados e facilitar a identificação das
recomendações em cada caso, as análises foram realizadas individualmente, dividindo-se apenas quanto
à nossa recomendação geral para cada agente. Assim, segue abaixo o relatório geral das análises e a
identificação do correspondente anexo.

Agente Resultado Final Anexo
ABRATE Acatado A
Arteon Z1 Acatado A
EDP T; EDP MA II Acatado A
ETVG Acatado A
IeGaranhuns Acatado A
IeMadeira Acatado A
Mantiqueira Acatado A
MGE Acatado A
Grupo Quantum Acatado A
Grupo CELEO Acatado A
ETAP Acatado A
ETB Acatado A
4
SIC nº 48581.001398/2021-00
5 SIC nº 48534.003200/2021-00
6
SIC nº 48526.006023/2021-00

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.

Agente Resultado Final Anexo
ETC Acatado A
ETEM Acatado A
ETES Acatado A
Macapá Acatado A
MEZ 5 Acatado A
TPE Acatado A
LTTE Acatado A
Grupo Equatorial Acatado A
Grupo ARGO Acatado parcialmente B
Arteon Z2 Acatado parcialmente B
CEEE Acatado parcialmente B
CEMIG GT Acatado parcialmente B
CGT Eletrosul Acatado parcialmente B
COPEL Acatado parcialmente B
Concessionárias TBE Acatado parcialmente B
Furnas Acatado Parcialmente B
TAESA; NTE; SÃO PEDRO Acatado parcialmente B
Grupo Neoenergia Acatado parcialmente B
CTEEP Acatado Parcialmente B
Eletronorte Acatado parcialmente B
Chesf Acatado parcialmente B
Evrecy Acatado parcialmente B
IeItapura Acatado parcialmente B
IeItaquere Acatado parcialmente B
IeJapi Acatado parcialmente B
IeMG Acatado parcialmente B
IePinheiros Acatado parcialmente B
Iesul Acatado parcialmente B
IeTibagi Acatado parcialmente B
ONTE Acatado parcialmente B
TME Acatado parcialmente B
Ie Aguapeí Acatado parcialmente B
IENNE Acatado parcialmente B
CELG GT Negado C
IeBiguaçu Negado C
IeItaunas Negado C
PBTE Negado C
GSTE Negado C
Arcoverde Não considerado (mérito apreciado) D
ATE III; STE Não considerado (mérito apreciado) D
BMTE Não considerado (mérito apreciado) D
Quadro 4 – Resumo das recomendações em fase dos recursos contra a REH nº 2.895/2021.
11. De forma resumida, considerando os recursos reconhecidos, foram apresentados 163
pleitos por 50 agentes diferentes. No total, 104 pleitos foram acatados, 13 pleitos foram acatados
parcialmente e 46 foram negados. Além disso, 3 agentes não tiveram seus recursos reconhecidos, dada
sua intempestividade. Contudo, analisamos os referidos méritos e, dos 6 pleitos apresentados, 2 foram
acatados e 4 negados. Por fim, o Grupo Energisa encaminhou 5 questionamentos informais ao resultado
da RAP. Analisando estes como pleitos (item III.3.11), 4 foram acatados e 1 negado.

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
III.3 – Das retificações autotutelares
12. Foram identificadas, a partir das análises efetuadas, que alguns casos precisavam de ajustes
sem, no entanto, serem objeto direto de pleito por parte dos agentes. Essas alterações estão amparadas
pelo poder-dever da Administração em alterar os próprios atos quando, por sua conveniência e
oportunidade, identifica vícios sanáveis. Abaixo segue descrição dos ajustes processados com base nessa
prerrogativa.
III. 3.1 – Reprocessamento de dados apurados pelo ONS e tratamento da base de dados do Siget
13. Na condução das análises dos recursos, percebeu-se que uma quantidade significativa de
reclamações estava associada a erros no banco de dados do Siget. Assim, a fim de corrigi-los, os dados
encaminhados pelo ONS para execução do cálculo da PA Apuração foram recarregados, rotinas de
consistência foram executadas e uma coleção expressiva de ajustes foram executados via intervenção
direta no banco de dados do referido sistema. Em especial, foram ajustados dados de cadastramento de
receitas e TL, revisadas informações da base de apuração do ONS e corrigidos tratamentos equivocados
identificados.
III.3.2 – Entrada em operação da Substituição de BCS 500 kV na SE Gurupi
14. Conforme REA Nº 6.370/2017, foi autorizada a "substituição de BCS 500 kV na SE Gurupi -
LT Gurupi - Serra da Mesa C1 por um BCS 500 kV P=286 Mvar e IN = 2.000 A". A referida obra, de acordo
com os TLDONS/371/11/2021 e TLDONS/373/11/2021, entrou em operação em 11/11/2020. Logo, a REH
2.895/2021 deveria ter considerado a referida receita como em operação comercial e ter realizado os
ajustes relacionados com a substituição das receitas originais. Contudo, à época do processamento do
reajuste, tal identificação não foi possível devido aos mencionados TL não estarem cadastrados no Siget.
Salienta-se que a referida receita, de IdeRct 107766, é de responsabilidade de Furnas.
15. Assim, após o cadastramento dos referidos TL e respectivo carregamento para a base de
dados do reajuste, as referidas receitas foram consideradas ativas na lista de módulos final.
III.3.3 – Usuários das DIT associadas aos GRP LAGOA CARRO – XXXXXX e GRP SANTANA II - XXXXXX
16. Por ocasião do processo tarifário 2022 da Neoenergia – Distribuição Pernambuco, a
transmissora BRE, por meio de sua carta BRE - 051/20227, indicou que os equipamentos associados ao
grupo GRP LAGOA CARRO – XXXXXX não identificavam a distribuidora como usuária exclusiva das referidas
instalações. Assim, este fato foi ajustado na lista de módulos. O referido grupo teve o nome alterado para
GRP LAGOA CARRO – CELPE e a Companhia Energética de Pernambuco foi definida como usuária exclusiva
das EL 69 kV LAGOA DO CARRO DIST 1 a 4.
7
Sic 48513.008657/2022-00.

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
17. Por sua vez, em virtude do processo tarifário 2022 da Equatorial Alagoas Distribuidora de
Energia S.A., a transmissora BRE 3, por meio de sua carta BRE - 048/20228, indicou que os equipamentos
associados ao grupo GRP SANTANA II – XXXXXX não identificavam a distribuidora como usuária exclusiva
das referidas instalações. Assim, este fato foi ajustado na lista de módulos. O referido grupo teve o nome
alterado para GRP SANTANA II - EQUATORIAL AL e a respectiva distribuidora foi definida como usuária
exclusiva das EL 69 kV SANTANA II DIST1 e 2.
III.3.4 – Ajustes em função do Despacho nº 885/2022.
18. Em 5 de abril de 2022, foi assinado o Despacho nº 885. Por meio deste, foram retificadas
informações de atos autorizativos de reforços em instalações de transmissão de energia elétrica. Assim,
tais ajustes classificatórios foram considerados na análise do presente recurso.
III.3.5 – Parcela de Ajuste definida pela REH nº 10.228/2021 para a Copel-GT (CC 060/2001)
19. Foi identificada a aprovação, em 22 de junho de 2021, da REH nº 10.228/2021. Por meio
do Art. 2º, foi definida PA para ajustamento dos montantes relativos ao período entre a data de 9 de
junho de 2019 e 30 de junho de 2021. Dessa forma, a PA abaixo foi considerada na presente análise.
Tabela 1 – PA definida pela REH nº 10.228/2021.
Ato PA O&M
Concessionária Contrato Empreendimento
Autorizativo R$ - Ref.: Jun-2021
Seccionamento da Linha de Transmissão 230 kV

Copel 060/2001 Cascavel - Foz do Iguaçu Norte na Subestação REA nº 10.228/2021 R$ 737.929,74
Medianeira.
III.3.6 – Retificação da Parcela de Ajuste definida pela REH nº 10.032/2021
20. A REA 10.032/2021 estabeleceu para a Ourilândia do Norte Transmissora de Energia Ltda.,
Contrato de Concessão n° 021/2016, duas parcelas de ajuste em função da autorização para operação e
manutenção das instalações de transmissão a ela transferidas pela Mineração Onça Puma Ltda. Todavia,
a REH nº 2.895/2021 estabeleceu apenas uma. Em função disso, a REH nº 2.959/2021 incluiu a segunda
PA, relativa ao remanejamento do Sistema de Medição e Faturamento – SMF do consumidor livre
Mineração Onça Puma Ltda., da SE Integradora, para a SE Onça Puma.
21. Contudo, a REH nº 11.279, de 8 de março de 2022, alterou o valor da PA relativa ao custo
de O&M estabelecido na REA 10.032/2021, tendo sido retificado para R$ 10.674.790,77, a preços de junho
de 2020. Dessa forma, o valor estabelecido para o ciclo 2021-2022 foi retificado para R$ 11.534.758,90, a
valores de junho de 2021 e foi considerado na presente análise.
22. Salienta-se que a PA relativa ao remanejamento do SMF não foi alterada, permanecendo o
valor homologado na REH nº 2.959/2021.
8
Sic 48513.008658/2022-00.

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
III.3.7 – Despacho nº 303/2021 – autorização para integração antecipada Intesa
23. O Despacho ANEEL nº 303, de 09/02/2021, decidiu autorizar à Intesa (Contrato de
Concessão nº 002/2006) a integração antecipada do banco capacitor série, 203,51 Mvar, da subestação
Gurupi, referente a LT 500 kV Gurupi – Peixe 2, com consequente recebimento de RAP a partir de
30/05/2019. Sendo que, de 30/05/2019 a 10/07/2021, a transmissora teria direito a 90% da RAP e a partir
de 11/07/2019 direito a 100% da RAP.
24. Esse banco de capacitores foi autorizado pela Resolução Autorizativa (REA) nº 6.259, de
2017, e na Resolução Homologatória nº 2.895, de 2021, foi considerado que ele teve sua operação
comercial iniciada em 15/07/2019. Assim a RAP não recebida antes dessa data, perfaz o valor de R$
717.152,97, a preços de junho de 2021, a ser incluída na PA Outros ajustes da transmissora.
III.3.8 – Ajustes relacionados com reclassificações verificadas antecipadamente
25. A ANEEL recebeu diversos pleitos e demandas relacionadas à reclassificação de ativos.
Diante do exposto, algumas situações desses ativos foram analisadas respeitando o estabelecido nos Art.
3º e 4º da Resolução Normativa (REN) nº 67, de 08 de junho de 2004, no qual a Rede Básica termina nos
módulos de conexão de baixa tensão dos transformadores com alta tensão maior ou igual a 230 kV,
incluindo os equipamentos ligados aos terciários desses transformadores.
"Art. 3° Integram a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional - SIN as
Instalações de Transmissão, definidas conforme inciso II do artigo anterior, que
atendam aos seguintes critérios:
I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e
equipamentos de subestação em tensão igual ou superior a 230 kV; e
II – transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230 kV e
tensões secundária e terciária inferiores a 230 kV, bem como as respectivas
conexões e demais equipamentos ligados ao terciário, a partir de 1° de julho de
2004.
Art. 4° Não integram a Rede Básica e são classificadas como Demais Instalações
de Transmissão, as Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes
critérios:
I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e
equipamentos de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais
geradoras, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres, em
caráter exclusivo;
II – instalações e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso
exclusivo para importação e/ou exportação de energia elétrica e não definidos

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
como instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações
internacionais; e (Redação dada pela REN ANEEL 442, de 02.07.2011)
III – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e
equipamentos de subestação, em tensão inferior a 230 kV, localizados ou não em
subestações integrantes da Rede Básica."
26. Assim, não incluem na Rede Básica os barramentos e os módulos de interligação de barras
em tensão inferior a 230 kV conectados ao lado de baixa dos transformadores de fronteira.
27. Outra informação importante relacionada com reclassificações de ativos, conforme
informações prestadas pela SCT por meio do Memorando Nº 255/2021-SCT/ANEEL (SIC
48526.006023/2021-00), é que o referido assunto é objeto alheio ao escopo do processo de reajuste. A
área técnica entende que o tema deve ser tratado em processo específico, o que ocorrerá, em muitos
casos, no processo nº 48500.005614/2021-14, aberto para este fim.
28. A seguir as análises realizadas antecipadamente nesta ocasião.
SE Baguaçu: Pleito da Interligação Elétrica Aguapeí S.A. - IE Aguapeí
29. Por meio das cartas CT/PR/265/2022, de 04/03/2022 (SIC 48513.007024/2022-00), a
Interligação Elétrica Aguapeí S.A. - IE Aguapeí solicitou a revisão da classificação de módulos, em 138 kV,
da SE Baguaçu. Esse pleito foi analisado e os módulos foram classificados da seguinte forma:
- IB 138 kV MG 440 kV BAGUACU MG1 SP IB1: DIT de uso compartilhado associado ao grupo GRP EQP
138/88 kV SP;
- EL 138 kV BAGUACU LT 138 kV N.AVANHANDAVA /BAGUACU C-1: DIT de uso compartilhado associado
ao grupo GRP EQP 138/88 kV SP;
- EL 138 kV BAGUACU LT 138 kV N.AVANHANDAVA /BAGUACU C-2: DIT de uso compartilhado associado
ao grupo GRP EQP 138/88 kV SP;
- EL 138 kV BAGUACU LT 138 kV BAGUACU /VALPARAISO C-1: DIT de uso compartilhado associado ao
grupo GRP EQP 138/88 kV SP;
- EL 138 kV BAGUACU LT 138 kV BAGUACU /VALPARAISO C-2: DIT de uso compartilhado associado ao
grupo GRP EQP 138/88 kV SP;
- EL 138 kV BAGUACU / ARACATUBA C1 (Antiga DIST1): DIT de uso exclusivo paga pelo usuário CPFL
Paulista;
- EL 138 kV BAGUACU / ARACATUBA C2 (Antiga DIST2): DIT de uso exclusivo pega pelo usuário CPFL
Paulista;
SE Getulina e SE Mirassol II: Pleito da Interligação Elétrica Pinheiros - IE Pinheiros
30. Por meio da carta CT/PR/264/2022, de 04/03/2022 (SIC 48513.007023/2022-00), a

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
Interligação Elétrica Pinheiros (IE Pinheiros) solicitou a revisão da classificação de módulos, em 138 kV,
das SE Getulina e SE Mirassol II. Esse pleito foi analisado e os módulos foram classificados da seguinte
forma:
•
SE Getulina:
- IB 138 kV MG 440 kV GETULINA MG1 SP IB1: DIT de uso compartilhado associado ao grupo GRP 138 kV
GETULINA SP e é pago por todos os pontos do GRP EQP 138/88 kV SP mais o ponto PTC 138 kV GETULINA
SP;
- BC 138 kV 50 Mvar GETULINA BC1 SP e MC 138 kV BC 138 kV 50 Mvar GETULINA BC1 SP: DIT de uso
compartilhado associado ao grupo GRP 138 kV GETULINA SP e é pago por todos os pontos do GRP EQP
138/88 kV SP mais o ponto PTC 138 kV GETULINA SP;
- EL 138 kV GETULINA / Marilia C1 (Antiga DIST1): DIT uso exclusivo paga pelo usuário CPFL Paulista;
- EL 138 kV GETULINA / Marilia C2 (Antiga DIST2): DIT de uso exclusivo paga pelo usuário CPFL Paulista;
- EL 138 kV GETULINA / Lins C1 (Antiga DIST3): DIT de uso exclusivo paga pelo usuário CPFL Paulista;
- EL 138 kV GETULINA / Lins C2 (Antiga DIST4): DIT de uso exclusivo paga pelo usuário CPFL Paulista; e
- EL 138 kV GETULINA / Tupã (Antiga DIST5): DIT associada ao grupo GRP EQP 138/88 kV SP.
• SE Mirassol II:
- IB 138 kV MG 440 kV MIRASSOL II MG1 SP IB1: DIT de uso exclusivo pago pelo usuário CPFL Paulista;
- EL 138 kV MIRASSOL II / SJRP C1-CTEEP (Antiga DIST1): DIT de uso exclusivo pago pelo usuário CPFL
Paulista;
- EL 138 kV MIRASSOL II / SJRP C2-CTEEP (Antiga DIST2): DIT de uso exclusivo pago pelo usuário CPFL
Paulista;
- EL 138 kV MIRASSOL II / SJRP C1-CPFL(Antiga DIST3): DIT de uso exclusivo pago pelo usuário CPFL
Paulista;
- EL 138 kV MIRASSOL II / SJRP C2 – CPFL (Antiga DIST4): DIT de uso exclusivo pago pelo usuário CPFL
Paulista;
SE Sinop, SE Sorriso e SE Rondonópolis: Pleito da Interligação Elétrica Aguapeí S.A. - IE Aguapeí
31. Por meio do Oficio nº 143/2021-SGT/ANEEL, de 27/04/2021 (SIC 48581.000656/2021-00),
a SGT/ANEEL solicitou esclarecimentos da Eletronorte com relação à desativação de ativos das SE Sinop,
SE Sorriso e SE Rondonópolis. A Eletronorte, por meio da Carta CE-RRG-0025/2021, de 07/05/2021 (SIC
48513.012233/2021-00) respondeu ao Ofício nº 143/2021-SGT/ANEEL e apresentou os esclarecimentos
solicitados. Essa demanda foi analisada e os módulos foram classificados da seguinte forma:
•
SE Sinop:
- EL, em 13,8 kV, DIST1 (IdeMdl 15955) da SE Sinop: Esse módulo foi renomeado como MC 13,8 kV TR
230/138 kV SINOP TR1 MT TERC e reclassificado como ativo de Rede Básica associado à transformação
230/138 kV da SE Sinop.

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
• SE Sorriso:
- EL, em 13,8 kV, DIST2 (IdeMdl 15955) da SE Sorriso: Esse módulo estava cadastrado no SIGET como DIT
de uso exclusivo da Energisa MT. A Eletronorte e o diagrama unifilar da subestação confirmam que essa
entrada de linha está vaga. Diante do exposto, visto que não foi identificada descontratação da entrada
de linha pela distribuidora, essa EL permaneceu classificada como DIT de uso exclusivo da Energisa MT.
• SE Rondonópolis:
- EL, em 13,8 kV, DIST1 (IdeMdl 15956) da SE Rondonópolis: Esse módulo estava cadastrado no SIGET
como DIT de uso exclusivo da Energisa MT. Na Carta CE-RRG-0025/2021, a Eletronorte informou que essa
entrada de linha é utilizada para alimentar o serviço auxiliar do setor, em 138 kV, da subestação que está
sob responsabilidade da Energisa MT. Diante do exposto, esse módulo foi mantido como DIT de uso
exclusivo da Energisa MT;
32. Algumas adequações relacionadas a essas instalações que não puderam ser concluídas
nesse recurso, vão ser analisadas, elencadas e aplicadas no próximo reajuste.
SE Sumaré, SE Bauru e SE Ibitinga: Pleito da Interligação Elétrica Aguapeí S.A. - IE Aguapeí
33. Por meio da carta CT/PR/266/2022, de 04/03/2022 (SIC 48513.007026/2022-00), a ISA
CTEEP solicitou a revisão da classificação de módulos das SE Sumaré, SE Bauru e SE Ibitinga. Essa demanda
foi analisada e os módulos da SE Sumaré e SE Ibitinga foram classificados da seguinte forma:
•
SE Sumaré:
- IB 138 kV MG 440 kV SUMARE MG1 SP IB1: Esse módulo estava cadastrado no SIGET como DIT de uso
exclusivo da CPFL Paulista. Tendo em vista que o setor, em 138 kV, da SE Sumaré atende de forma
exclusiva a CPFL Paulista, esse módulo permaneceu cadastrado como DIT de uso exclusivo da CPFL
Paulista.
• SE Ibitinga:
- TR 138/13,8 kV IBITINGA TR4 SP e respectivos módulos de conexão em 138 kV e em 13,8 kV: Esses
módulos estavam cadastrados no SIGET como DIT de uso exclusivo da CPFL Paulista e, como atende de
forma exclusiva a CPFL Paulista, esses ativos não foram reclassificados.
34. Salienta-se que algumas adequações relacionadas às instalações ora verificadas e que não
puderam ser concluídas nesse recurso, vão ser analisadas, elencadas e aplicadas no próximo reajuste.
III.3.9 – Revisão da PA Apuração de RB da PPTE
35. O ONS emitiu Termos de Liberação de Receita (TLR) para PPTE (Contrato de concessão nº
009/2005) com vigência no período de 17/12/2019 a 01/05/2020 relacionados à REA nº 6.687/2017 e,
algum tempo após o fim da vigência desses TLR, emitiu os TLD relativos a essa mesma resolução
autorizativa conforme apresentado no Quadro abaixo.

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
Identificador TLR
Operação

Módulo IdeRct IdeMdl Descrição (vigência 17/12/2019 a Identificador TLD
Comercial TLD
01/05/2020)
EL 440 kV Instalação de Entrada de Linha - EL em
N.P.PRIMAVERA LT 440 kV para UHE Porto Primavera C1,

440 kV P. PRIMAVERA 104897 28235 arranjo Disjuntor e Meio - DJM, TLR-SONS/1/12/2019 TLDONS/291/9/2020 31/08/2020
/N.P.PRIMAVERA C-1 associado à adequação do setor de
SP 440 kV aos Procedimentos de Rede.
Complemento no MIG com acréscimo
MG 440 kV de Módulo de Infraestrutura de
N.P.PRIMAVERA MG1 104895 6091 Manobra - MIM em 440 kV, associado TLR-SONS/6/12/2019 TLDONS/293/9/2020 31/08/2020
SP à adequação do setor de 440 kV aos
Procedimentos de Rede.
Complemento no MIG com acréscimo
MG 440 kV de Módulo de Infraestrutura de
N.P.PRIMAVERA MG1 104899 6091 Manobra - MIM em 440 kV, associado TLR-SONS/6/12/2019 TLDONS/293/9/2020 31/08/2020
SP à adequação do setor de 440 kV aos
Procedimentos de Rede.
Complemento no MIG com acréscimo
de Módulo de Infraestrutura de
MG 440 kV
N.P.PRIMAVERA MG1 104904 6091 Manobra - MIM em 440 kV, associado TLR-SONS/6/12/2019 TLDONS/293/9/2020 31/08/2020
à instalação do 3º Banco de
SP
Autotransformador 440/230/13,8 kV
3x150 MVA.
Complemento no MIG com acréscimo
de Módulo de Infraestrutura de
MG 440 kV
Manobra - MIM em 230 kV, associado

N.P.PRIMAVERA MG1 104924 6091 TLR-SONS/6/12/2019 TLDONS/293/9/2020 31/08/2020
à instalação do 3º Banco de
SP
Autotransformador 440/230/13,8 kV
3x150 MVA.
Instalação do Módulo de Interligação
IB 440 kV MG 440 kV de Barras - IB em 440 kV, arranjo

N.P.PRIMAVERA MG1 104898 28236 Disjuntor e Meio - DJM, associado à TLR-SONS/6/12/2019 TLDONS/293/9/2020 31/08/2020
SP IB2 adequação do setor de 440 kV aos
Procedimentos de Rede.
Instalação do Módulo de Interligação
IB 440 kV MG 440 kV de Barras - IB em 440 kV, arranjo

N.P.PRIMAVERA MG1 104903 28239 Disjuntor e Meio - DJM, associado à TLR-SONS/6/12/2019 TLDONS/293/9/2020 31/08/2020
SP IB3 adequação do setor de 440 kV aos
Procedimentos de Rede.
Instalação do Módulo de Interligação
de Barras - IB em 440 kV, arranjo
IB 440 kV MG 440 kV

N.P.PRIMAVERA MG1 104923 28248 Disjuntor e Meio - DJM, associado à TLR-SONS/6/12/2019 TLDONS/293/9/2020 31/08/2020
instalação do 3º Banco de
SP IB4
Autotransformador 440/230/13,8 kV
3x150 MVA.
EL 440 kV Instalação do Módulo de Entrada de
N.P.PRIMAVERA LT Linha - EL em 440 kV para UHE Porto
440 kV P. PRIMAVERA 104901 28237 Primavera C2, arranjo Disjuntor e Meio TLR-SONS/2/12/2019 TLDONS/267/8/2020 20/08/2020
/N.P.PRIMAVERA C-2 - DJM, associado à adequação do setor
SP de 440 kV aos Procedimentos de Rede.
TR 440/230 kV Instalação do 3º Banco de
N.P.PRIMAVERA TR3 104905 28240 Autotransformador 440/230/13,8 kV TLR-SONS/3/12/2019 TLDONS/294/9/2020 08/09/2020
SP 3x150 MVA.
Instalação do Módulo de Conexão de
MC 440 kV TR Transformador - CT em 440 kV, arranjo
440/230 kV Disjuntor e Meio - DJM, associado à

104907 28241 TLR-SONS/3/12/2019 TLDONS/294/9/2020 08/09/2020
N.P.PRIMAVERA TR3 instalação do 3º Banco de
SP Autotransformador TR3 440/230/13,8
kV 3x150 MVA.

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
Identificador TLR
Operação

Módulo IdeRct IdeMdl Descrição (vigência 17/12/2019 a Identificador TLD
Comercial TLD
01/05/2020)
Instalação do Módulo de Conexão de
MC 230 kV TR Transformador - CT em 230 kV, arranjo
440/230 kV Barra Dupla e 4 Chaves - BD4,

104908 28242 TLR-SONS/3/12/2019 TLDONS/294/9/2020 08/09/2020
N.P.PRIMAVERA TR3 associado à instalação do 3º Banco de
SP Autotransformador 440/230/13,8 kV
3x150 MVA.
Complemento do Módulo de Conexão
MC 440 kV TR
de Transformador - CT em 440 kV do
440/230 kV

104896 12588 TR1, arranjo Disjuntor e Meio - DJM, TLR-SONS/4/12/2019 TLDONS/292/9/2020 31/08/2020
N.P.PRIMAVERA TR1
associado à adequação do setor de
SP
440 kV aos Procedimentos de Rede.
Complemento do Módulo de Conexão
MC 440 kV TR
de Transformador - CT em 440 kV do
440/230 kV

104900 12609 TR2, arranjo Disjuntor e Meio - DJM, TLR-SONS/5/12/2019 TLDONS/268/8/2020 20/08/2020
N.P.PRIMAVERA TR2
associado à adequação do setor de
SP
440 kV aos Procedimentos de Rede.
Quadro 5 – Entrada em operação comercial (TLD) – REA nº 6.687/2017.
36. Dessa forma, entre o fim de vigência do TLR e a data de entrada em operação que consta
no TLD, a PPTE não teria direito a receber RAP referente a essas obras, o que não ocorreu. Durante o ciclo
2019/2020 a PPTE recebeu, indevidamente, parcelas de RAP relativas aos meses de maio e junho de 2020.
Nesse caso, o ONS realizou um desconto de R$ 2.918.262,49 no mês de julho de 2020, referente a esses
meses. Porém, por uma falha no processamento da PA Apuração, que consta na REH 2.895/2021, esses
valores foram devolvidos para a transmissora.
37. Além disso, ainda restou à transmissora devolver os valores recebidos nos meses de julho,
agosto e setembro de 2020 (ciclo 2020-2021). Assim a PA Apuração da PPTE foi recalculada considerando
os valores a serem devolvidos e o novo valor da PA Apuração da Rede Básica da PPTE é de R$
10.106.357,64, a ser devolvida pela transmissora, a preços de junho de 2021. A planilha de cálculo segue
anexa a essa nota técnica.
III.3.10 – Ajustes na PA apuração de transmissoras com entrada em operação em 06/2021.
38. Algumas PA Apuração, em virtude de TL emitidos na competência 06/2021, foram
efetivadas com inconsistências. No caso da PA Apuração de RB da transmissora Mariana (CC 011/2014),
o pleito foi parcialmente corrigido pela REH nº 2.959/2021, uma vez que a Nota Técnica nº 228/20219,
SGT/ANEEL de 4 de outubro de 2021, fundamentou a alteração da PA Apuração homologada pela REH
nº 2.895/2021, no valor de -R$ 1.853.624,73, para -R$ 444.178,02. Todavia, não fora processado
corretamente a data de entrada em operação (considerou-se o pagamento-base integral da competência
de entrada em operação).
39. Assim, após intervenções diretas na base de dados do Siget, a fim de determinar a data
precisa de operação e a efetiva consideração nos ajustes processados, as PA Apuração identificadas no
quadro abaixo foram corrigidas. A memória de cálculo do resultado segue anexa ao processo.
9 SIC 48581.001509/2021-00.

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
Concessionária Contrato Grupo
MANTIQUEIRA 005/2016 Rede Básica

| MARIANA | 011/2014 | Rede Básica |
| --- | --- | --- |
| GSTE | 011/2017 | Rede Básica |
| ARTEON | 029/2017 | RESENDE-500/138 kV |
| ARTEON | 029/2017 | Rede Básica |
| CGT | 057/2001 | Rede Básica |
| CHESF | 061/2001 | ITABAIANA-230/69 kV |
| CHESF | 061/2001 | Rede Básica |

Quadro 6 – Grupos de PA Apuração corrigidas por erro
na data de entrada em operação da competência 06/2021.
III.3.11 – Análise de questionamentos encaminhados pelo Grupo Energisa
40. Em reunião realizada dia 04 de agosto de 2021, o Grupo Energisa apresentou dúvidas
quanto ao resultado da RAP. Os 5 questionamentos apresentados na reunião foram relacionados aos
seguintes itens:
(i) Devolução de PV via PA Apuração;
(ii) Devolução de Receita retroativa da Energisa PA I, via PA Apuração;
(iii) Duas instalações classificadas como RBNI na lista de módulos da Energisa AM seriam RBL;
(iv) Havia receitas RBNIA nas receitas permitidas (ANEEL) na PA Apuração da Energisa AM; e
(v) No AVC de julho, já no ciclo 2021/2022, a PA de fronteira não foi considerada pelo ONS.
41. Como não se tratou de interposição formal de recurso, não há que se avaliar se o mesmo
teria sido tempestivo ou não. Se fosse um pleito objetivo, a decisão seria NÃO CONHECER do recurso.
Mas, de ofício, os apontamentos foram analisados, dada a obrigação de corrigir caso identificado erro na
instrução dos valores homologados pela REH nº 2.859/2021. Na análise de ofício constatou-se:
•
Item (i): Acatado. A inconsistência nos cálculos da PV da PA foi ajustada na retificação homologada
pela REH nº 2.959/2021.
•
Item (ii): Acatado. Com a correção de inconsistências apresentadas no SIGET (item III.3.1),
verificou-se que o problema apontado não foi mais identificado. A correção faz parte do resultado final
dessa análise.
•
Item (iii): Acatado. Com a correção de inconsistências apresentadas no SIGET (item III.3.1),
verificou-se que o problema apontado não foi mais identificado. A correção faz parte do resultado final
dessa análise.
• Item (iv): Acatado. Com a correção de inconsistências apresentadas no SIGET (item III.3.1),
verificou-se que o problema apontado não foi mais identificado. A correção faz parte do resultado final
dessa análise.

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
•
Item (v): Negado. O pleito está fora do escopo da análise do presente recurso.
42. Ademais, recomenda-se à transmissora que, ao efetuar seus pleitos, utilize-se de meios
formais (correspondências) de comunicação. Essa ação é necessária devido ao atendimento das normas
regulamentares e para o maior controle dos pleitos.
III.3.12 – Correção, no Siget, de datas de entrada em operação comercial.
43. Foram realizadas correções nas datas de entrada em operação comercial de alguns
módulos, de forma a refletir corretamente o que consta nos respectivos termos de liberação emitidos
pelo ONS. Foi identificado que as datas de entrada em operação comercial dos módulos apresentados no
quadro abaixo estavam cadastradas incorretamente no Siget.
Operação
Operação
Grupo de Comercial

Concessionária Contrato Módulo IdeMdl Comercial
equipamento considerada
corrigida
anteriormente
MG 500 kV POCOES III MG1

EDTE 015/2016 29705 RB 03/02/2020 20/01/2020
BA
EL 230 kV POCOES II LT 230 kV

EDTE 015/2016 29075 RB 03/02/2020 20/01/2020
POCOES III /POCOES II C-2 BA
EL 230 kV POCOES III LT 230

EDTE 015/2016 kV POCOES III /POCOES II C-2 29074 RB 03/02/2020 20/01/2020
BA
IB 230 kV MG 230 kV PALMAS

MIRACEMA 017/2016 28378 RB 18/02/2020 27/12/2019
MG1 TO IB1

GSTE 011/2017 MG 500 kV ACU III MG4 RN 29806 RB 14/04/2020 05/02/2020
IB 500 kV MG 500 kV ACU III

GSTE 011/2017 29810 RB 14/04/2020 05/02/2020
MG4 RN IB10
MG 500 kV C.GRANDE III MG3

CGI 041/2017 31335 RB 06/05/2020 08/04/2020
PB
MG 500 kV PAU FERRO MG2

CGI 041/2017 31333 RB 06/05/2020 08/04/2020
PE

NEO BIGUAÇU 040/2017 MG 525 kV BIGUACU MG2 SC 30978 RB 24/07/2020 18/07/2020
IB 138 kV MG 500 kV NEVES 1

CEMIG-GT 006/1997 15942 RB 10/08/2020 07/05/2020
MG1 MG IB2
MG 500 kV ARARAQUARA 2

IE ITAQUERÊ 027/2017 31341 RB 05/11/2020 14/09/2020
MG6 SP

NEO BIGUAÇU 040/2017 MG 525 kV BIGUACU MG2 SC 30978 RB 24/07/2020 18/07/2020
IB 138 kV MG 500 kV NEVES 1 GRP NEVES 1

CEMIG-GT 006/1997 15942 16/10/2020* 07/05/2020
MG1 MG IB2 - CEMIG-D
MG 500 kV ARARAQUARA 2

IE ITAQUERÊ 027/2017 31341 RB 05/11/2020 14/09/2020
MG6 SP
*Data considera no processo tarifário de 2021 para o cálculo do encargo da Cemig-D (processo nº 48500.005011/2020-23)
Quadro 7 – Termos de Liberação com datas de cadastro corrigidas no Siget
44. Com isso, foi necessário calcular uma Parcela de Ajuste para aqueles módulos que tiveram
sua operação comercial corrigida para antes do início do ciclo 2020-2021, ou seja, antes de julho de 2020,

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
de forma a ressarcir as transmissoras pelo período que não receberam parcela de receita. Esses valores
são apresentados na tabela abaixo e serão considerados nas PA Outros Ajustes das respectivas
transmissoras. Os demais módulos terão suas receitas automaticamente ajustadas na PA Apuração.
Tabela 2 – Parcela de Ajuste Outros Ajustes correção de data no cadastro de TL.

| Concessionária | Contrato | Grupo de equipamento | Parcela de Ajuste (Ref. Jun/21) |
| --- | --- | --- | --- |
| EDTE | 015/2016 | RB | 166.045,03 |
| Miracema | 017/2016 | RB | 37.545,15 |
| GSTE | 011/2017 | RB | 214.741,71 |
| CGI | 041/2017 | RB | 88.393,40 |
| Cemig-GT | 006/1997 | GRP NEVES 1 - CEMIG-D | 110.145,38 |

III.4 – Dos casos de repercussão geral não tratados na REH nº 2.959/2021
III.4.1 Exclusão de equipamentos substituídos
45. Foi verificado, com auxílio técnico da SCT e SRM, que diversas receitas de equipamentos
substituídos se mantiveram ativas e não foram compensadas devidamente durante o processo de reajuste
da RAP. Assim, para que fosse ajustada a RAP, além de alterar a situação dos respectivos módulos no
Siget, procedeu-se com o cálculo de parcelas de ajuste. A tabela a seguir descreve os ajustes processados:
Tabela 3 - Parcela de Ajuste a ser devolvida pelas concessionárias por substituição de equipamentos.
Ato da Parcela de RAP

Substituição ou Cancelada (R$) PA (R$)
Módulo Concessionária Contrato Desativação Ref.: Jun-2020 Ref.: Jun-2021
EL 500 kV P. AFONSO IV LT 500 kV P.

AFONSO IV /US. L.GONZAGA C-1 CHESF 061/2001 REA 5745/2016 22.048,79 -35.161,17
BA/PE
EL 500 kV US. L.GONZAGA LT 500 kV

P. AFONSO IV /US. L.GONZAGA C-1 CHESF 061/2001 REA 5745/2016 10.440,25 -16.649,05
BA/PE
EL 500 kV US. L.GONZAGA LT 500 kV

P. AFONSO IV /US. L.GONZAGA C-1 CHESF 061/2001 REA 5745/2016 10.440,25 -16.649,05
BA/PE
EL 500 kV US. L.GONZAGA LT 500 kV

P. AFONSO IV /US. L.GONZAGA C-1 CHESF 061/2001 REA 5745/2016 10.440,25 -16.649,05
BA/PE
EL 500 kV US. L.GONZAGA LT 500 kV

P. AFONSO IV /US. L.GONZAGA C-1 CHESF 061/2001 REA 5745/2016 22.048,79 -35.161,17
BA/PE
MC 230 kV TR 230/69 kV BANABUIU

CHESF 061/2001 REA 5809/2016 125.088,64 -141.924,16
TR2 CE
MC 69 kV TR 230/69 kV BANABUIU

CHESF 061/2001 REA 5809/2016 53.581,03 -60.792,43
TR2 CE
MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS.

FURNAS 062/2001 REA 5012/2015 45.043,84 -36.504,45
GERAL TR1 DF
MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS.

FURNAS 062/2001 REA 5012/2015 45.043,84 -66.055,67
GERAL TR3D DF DISPONIVEL

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
Ato da Parcela de RAP

Substituição ou Cancelada (R$) PA (R$)
Módulo Concessionária Contrato Desativação Ref.: Jun-2020 Ref.: Jun-2021
MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS.

FURNAS 062/2001 REA 5012/2015 29.828,94 -43.743,40
GERAL TR4 DF
MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS.

FURNAS 062/2001 REA 5012/2015 45.043,84 -66.055,67
GERAL TR4 DF
MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS.

FURNAS 062/2001 REA 5012/2015 45.043,84 -39.208,48
GERAL TR2 DF
MC 69 kV TR 69/13,8 kV

CEEE-T 055/2001 REA 6766/2017 90.078,31 -170.336,39
FARROUPILHA 1 TR1 RS
MC 13,8 kV TR 69/13,8 kV

CEEE-T 055/2001 REA 6766/2017 51.916,17 -98.172,50
FARROUPILHA 1 TR1 RS
MC 69 kV TR 69/23 kV S.VICENTE

CEEE-T 055/2001 REA 4460/2013 65.272,63 -151.490,05
SUL TR3 RS
MC 23 kV TR 69/23 kV S.VICENTE

CEEE-T 055/2001 REA 4460/2013 65.272,63 -151.490,05
SUL TR3 RS
IB 69 kV MG 230 kV GARIBALDI 1

CEEE-T 055/2001 REA 6058/2016 48.976,80 -58.755,25
MG1 RS IB1
IB 69 kV MG 230 kV BANABUIU

CHESF 061/2001 REA 5809/2016 36.109,47 -36.291,37
MG1 CE IB1

| EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST1 | FURNAS | 062/2001 | REA 5012/2015 | 46.550,16 | -26.907,94 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST2 | FURNAS | 062/2001 | REA 5012/2015 | 46.550,16 | -27.178,37 |
| EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST3 | FURNAS | 062/2001 | REA 5012/2015 | 46.550,16 | -41.916,89 |
| EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST5 | FURNAS | 062/2001 | REA 5012/2015 | 46.550,16 | -64.633,14 |
| EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST4 | FURNAS | 062/2001 | REA 5012/2015 | 46.550,16 | -41.637,45 |
| EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST6 | FURNAS | 062/2001 | REA 5012/2015 | 46.550,16 | -41.916,89 |
| EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST7 | FURNAS | 062/2001 | REA 5012/2015 | 46.550,16 | -41.637,45 |
| EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST8 | FURNAS | 062/2001 | REA 5012/2015 | 46.550,16 | -64.633,14 |
| EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST9 | FURNAS | 062/2001 | REA 5012/2015 | 46.550,16 | -64.633,14 |
| EL 34,5 kV BRAS. GERAL DIST10 | FURNAS | 062/2001 | REA 5012/2015 | 46.550,16 | -64.633,14 |
| EL 13,8 kV FARROUPILHA 1 DIST1 | CEEE-T | 055/2001 | REA 6766/2017 | 58.063,97 | -109.797,87 |
| EL 13,8 kV FARROUPILHA 1 DIST2 | CEEE-T | 055/2001 | REA 6766/2017 | 58.063,97 | -109.797,87 |
| EL 13,8 kV FARROUPILHA 1 DIST3 | CEEE-T | 055/2001 | REA 6766/2017 | 61.207,74 | -115.742,68 |
| EL 13,8 kV FARROUPILHA 1 DIST4 | CEEE-T | 055/2001 | REA 6766/2017 | 58.063,97 | -109.797,87 |
| EL 138 kV OSORIO 2 DIST1 | CEEE-T | 055/2001 | REA 6974/2018 | 145.579,01 | -118.403,08 |

LT 88 kV MONGAGUA /PEDRO

CTEEP 059/2001 REA 7595/2019 139.144,67 -174.200,76
TAQUES C-1 SP
IB 230 kV MG 230 kV SANTA

CTEEP 059/2001 REA 7595/2019 84.587,10 -38.083,96
CABECA MG1 SP IB1
TR 138/13,8 kV EMBORCACAO TR9

CEMIG-GT 006/1997 REA 7596/2019 42.424,89 -37.832,52
MG
RTL 440 kV 100 Mvar CABREUVA

CTEEP 059/2001 REA 7952/2019 3.468.059,48 -1.338.374,51
RT1 SP
RTL 345 kV 96 Mvar ITUMBIARA

FURNAS 062/2001 REA 9185/2020 2.160.139,95 -1.588.527,08
RTCL MG

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
Ato da Parcela de RAP

Substituição ou Cancelada (R$) PA (R$)
Módulo Concessionária Contrato Desativação Ref.: Jun-2020 Ref.: Jun-2021
RTL 500 kV 111 Mvar ITUMBIARA

FURNAS 062/2001 REA 9185/2020 2.521.538,12 -1.854.292,63
RTEBIM MG

| TR 230/69 kV BANABUIU TR2 CE | CHESF | 061/2001 | REA 5809/2016 | 156.907,81 | -178.025,83 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| TR 230/138 kV PONTA G SUL TFA PR | COPEL-GT | 060/2001 | REA 7384/2018 | 322.212,34 | -57.092,39 |
| TR 230/138 kV PONTA G SUL TFB PR | COPEL-GT | 060/2001 | REA 7384/2018 | 257.329,13 | -93.514,14 |
| TR 138/69 kV OSORIO 2 TR3 RS | CEEE-T | 055/2001 | REA 6974/2018 | 746.881,47 | -607.457,54 |
| TR 69/23 kV S.VICENTE SUL TR3 RS | CEEE-T | 055/2001 | REA 4460/2013 | 37.268,61 | -86.496,03 |

TR 230/69 kV SIDEROPOL.ESU TR4

CGT 057/2001 REA 8795/2020 298.475,55 -204.263,26
SC

TR 230/69 kV UMBARA TRA PR COPEL-GT 060/2001 REA 7515/2018 2.032.103,94 -738.472,34
TR 500/345 kV ADRIANOPOLIS TRR1

FURNAS 062/2001 REA 8707/2020 407.232,75 -320.251,11
RJ
TR 138/88 kV ITAPETININGA 2 TR1

CTEEP 059/2001 REA 6893/2018 1.462.829,96 -463.155,21
SP
TR 138/88 kV ITAPETININGA 2 TR2

CTEEP 059/2001 REA 6893/2018 115.912,46 -86.283,64
SP
TR 345/230 kV BANDEIRANTES TR1

FURNAS 062/2001 REA 8707/2020 609.740,19 -573.846,90
GO
RTB 440 kV 33,3 Mvar CABREUVA

CTEEP 059/2001 REA 7952/2019 1.033.907,71 -156.167,74
RTR1 SP
RTB 440 kV 99,2 Mvar CABREUVA

CTEEP 059/2001 REA 7952/2019 1.472.590,04 -222.429,00
RT3 SP

TR 138/69 kV EREXIM 1 TR5 RS CEEE-T 055/2001 REA 6974/2018 920.300,66 -1.781.706,22
TR 500/345 kV JAGUARA-SE TR11

CEMIG-GT 006/1997 REA 9918/2021 1.730.959,61 -191.063,07
MG

TR 500/138 kV NEVES 1 TR4 MG CEMIG-GT 006/1997 REA 5596/2015 411.617,82 -315.051,10
CR 500 kV 107 MVAr S.DA MESA

FURNAS 062/2001 REA 6370/2017 1.344.130,13 -788.676,49
BC1 GO
TR 500/345 kV ADRIANOPOLIS TR53

FURNAS 062/2001 REA 8707/2020 1.220.986,24 -705.781,15
RJ
TR 138/69 kV VOTUPORANGA 2 TR2

CTEEP 059/2001 REA 7847/2019 595.831,08 -328.838,73
SP
TR 345/138 kV ADRIANOPOLIS TR1B

FURNAS 062/2001 REA 8707/2020 2.102.177,48 -1.316.479,16
RJ
TR 345/138 kV ADRIANOPOLIS TR2A

FURNAS 062/2001 REA 8707/2020 2.098.830,82 -280.440,98
RJ
RTB 525 kV 150 Mvar GRAVATAI

CGT 057/2001 REA 9918/2021 734.817,32 -76.840,13
RT2 RS
TR 345/230 kV INTERLAGOS TR1 SP

CTEEP 059/2001 REA 7847/2019 1.999.134,81 -2.196.189,53
(*)
CR 500 kV 161 MVAr GURUPI BC1

FURNAS 062/2001 REA 6370/2017 1.975.835,37 -1.328.450,64
TO
CR 500 kV 361,5 Mvar GURUPI BC3

FURNAS 062/2001 REA 6370/2017 1.975.835,37 -1.364.034,14
TO

TR 345/138 kV CAMPOS TR3 RJ FURNAS 062/2001 REA 6787/2017 2.115.817,91 -1.708.351,44
Nota: (*) Receitas ajustas apenas em uma fase, em virtude de substituição parcial.

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
46. Os valores detalhados na tabela anterior foram lançados no Siget de forma agregada,
conforme tabela abaixo:
Tabela 4 - Parcela de Ajuste a ser devolvida pelas concessionárias por substituição de equipamentos.
PA (R$)

Concessionária Contrato Tipo de PA Tipo de Grupo Grupo Módulo
Ref.: Jun-2021
GRP 13,8 kV

CEEE-T 055/2001 PA Outros Ajustes DIT de uso Exclusivo
FARROUPILHA 1 RS - 268.508,88
GRP 23 kV

CEEE-T 055/2001 PA Outros Ajustes DIT de uso Exclusivo
S.VICENTE SUL RS - 389.476,13
GRP 69 kV EREXIM 1

CEEE-T 055/2001 PA Outros Ajustes DIT de uso Exclusivo
RS - 1.781.706,22
GRP 69 kV OSORIO 2

CEEE-T 055/2001 PA Outros Ajustes DIT de uso Exclusivo
RS - 607.457,54
GRP FARROUPILHA 1

CEEE-T 055/2001 PA Outros Ajustes DIT de uso Exclusivo
- RGE SUL - 445.136,30
GRP GARIBALDI -

CEEE-T 055/2001 PA Outros Ajustes DIT de uso Exclusivo
RGE SUL - 58.755,25
GRP OSORIO 2 -

CEEE-T 055/2001 PA Outros Ajustes DIT de uso Exclusivo
CEEE-D - 118.403,08
GRP EMBORCACAO -

CEMIG-GT 006/1997 PA Outros Ajustes DIT de uso Exclusivo
CEMIG-D - 37.832,52

CEMIG-GT 006/1997 PA Outros Ajustes RBF NEVES 1-500/138 kV - 315.051,10
CEMIG-GT 006/1997 PA Outros Ajustes RB Rede Básica - 191.063,07
CGT 057/2001 PA Outros Ajustes RB Rede Básica - 76.840,13
SIDEROPOL.ESU-

CGT 057/2001 PA Outros Ajustes RBF
230/69 kV - 204.263,26
BANABUIU-230/69

CHESF 061/2001 PA Outros Ajustes RBF
kV - 380.742,41
GRP BANABUIU -

CHESF 061/2001 PA Outros Ajustes DIT de uso Exclusivo
ENEL CE - 36.291,37

CHESF 061/2001 PA Outros Ajustes RB Rede Básica - 120.269,49
PONTA G SUL-

COPEL-GT 060/2001 PA Outros Ajustes RBF
230/138 kV - 150.606,53

COPEL-GT 060/2001 PA Outros Ajustes RBF UMBARA-230/69 kV - 738.472,34
GRP 13,8 kV

CTEEP 059/2001 PA Outros Ajustes DIT de uso Exclusivo
VOTUPORANGA 2 SP - 2.196.189,53
GRP 88 kV

CTEEP 059/2001 PA Outros Ajustes DIT de uso Exclusivo
MONGAGUA SP - 174.200,76
GRP EQP 138/88 kV

CTEEP 059/2001 PA Outros Ajustes DIT Compartilhada
SP - 549.438,85

CTEEP 059/2001 PA Outros Ajustes RB Rede Básica - 2.083.893,94
ADRIANOPOLIS-

FURNAS 062/2001 PA Outros Ajustes RBF
- 1.596.920,14
345/138 kV
BRAS. GERAL-

FURNAS 062/2001 PA Outros Ajustes RBF
- 251.567,68
230/34,5 kV
CAMPOS-345/138

FURNAS 062/2001 PA Outros Ajustes RBF
kV - 1.708.351,44

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
PA (R$)

Concessionária Contrato Tipo de PA Tipo de Grupo Grupo Módulo
Ref.: Jun-2021
GRP BRASILIA GERAL

FURNAS 062/2001 PA Outros Ajustes DIT de uso Exclusivo
- 479.727,57
- CEB

FURNAS 062/2001 PA Outros Ajustes RB Rede Básica - 8.523.860,14
47. Ainda, a SFE realizou trabalho para verificar se existiam termos de liberação emitidos pelo
ONS, mas não cadastrados no SIGET. Dito isso, foram cadastrados os faltantes e observou-se que alguns
tratavam de substituições. Em razão disso, foram calculadas parcelas de ajuste em função das referidas
substituições. A relação das PA calculadas pela SGT após esse trabalho da área de fiscalização segue
abaixo:
Tabela 5 – Parcela de ajuste a ser devolvida pelas concessionárias por substituição de equipamentos
cuja operação foi reconhecida após a homologação da RAP, ciclo 2021-2022.
Parcela de RAP
PA atualizada
Ato da Substituição Cancelada (R$)
(ref.: 06/2021)

Módulo Transmissora Contrato ou Desativação (ciclo 2020-2021)
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO25.687,96

CTR BC3A SP CTEEP 059/2001 REA 7847/2019 -R$ 2.910,05
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO25.687,96

CTR BC3B SP CTEEP 059/2001 REA 7847/2020 -R$ 2.910,05
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO25.687,96

CTR BC4A SP CTEEP 059/2001 REA 7847/2021 -R$ 2.387,73
BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO25.687,96

CTR BC4B SP CTEEP 059/2001 REA 7847/2022 -R$ 2.387,73
IB 34,5 kV MG 230 kV
26.762,24

BRAS. GERAL MG1 DF IB1 FURNAS 062/2001 REA 5012/2015 -R$ 15.158,75
MC 230 kV TR 230/138 kV
178.750,59

C. DOURADA TR1 GO CELG G&T 063/2001 REA 6800/2017 -R$ 67.832,74
TR 230/138 kV C.
634.127,10

DOURADA TR1 GO CELG G&T 063/2001 REA 6800/2017 -R$ 240.640,21
MC 138 kV TR 230/138 kV
130.703,09

C. DOURADA TR1 GO CELG G&T 063/2001 REA 6800/2017 -R$ 49.599,55
TR 230/138 kV C.
211.367,43

DOURADA TRR1 GO CELG G&T 063/2001 REA 6800/2017 -R$ 80.210,26
48. Os valores detalhados na tabela anterior foram lançados no Siget de forma agregada,
conforme tabela abaixo:
Tabela 6 – Resumo da Parcela de ajuste a ser devolvida pelas concessionárias por substituição de
equipamentos cuja operação foi reconhecida após a homologação da RAP, ciclo 2021-2022.

| Transmissora | Contrato | Classificação | Tipo de Uso | Grupo equipamento | Valor |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| CTEEP | 059/2001 | DIT | Exclusivo | GRP 20 kV CENTRO-CTR SP -R$ 10.595,57 |  |
| FURNAS | 062/2001 | DIT | Exclusivo | GRP 34,5 kV BRAS. GERAL DF -R$ 15.158,75 |  |
| CELG G&T | 063/2001 | RBF | C. DOURADA-230/138 kV | -R$ 438.282,76 |  |

49. Salienta-se que as receitas dos módulos substituídos ainda sofreram ajustes nas RAP
estabelecidas pelas PRT nº 579/2012 e nº 120/2016.

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
50. No caso dos custos operacionais, os montantes totais a serem recebidos pelas
concessionárias prorrogadas são calculados com base no modelo DEA10 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.
51. Sendo assim, o valor do custo operacional associado a cada equipamento retirado de
operação comercial foi calculado com base no Anexo III do submódulo 9.1 do PRORET, sendo esse valor,
portanto, cancelado conforme consta no Submódulo 9.7 do PRORET.
52. Cabe salientar, nos casos de equipamentos substituídos parcialmente, que a proporção de
receita definida pela Portaria nº 579/2012 somente foi diminuída quando definida receita de O&M no ato
de substituição. Quando se referia à substituição parcial sem definição de O&M proporcional, não foi
reduzida a parcela de tal receita.
53. Com relação ao componente econômico da PRT nº 120/2016, foi cancelado montante
considerando a vida útil remanescente do módulo desativado, pois, da mesma forma que ocorre com os
custos operacionais, o montante total desse componente é rateado pelos módulos da concessionária com
base no VNR. Portanto, para fins de rateio, o valor do componente econômico da PRT nº 120/2016
associado a cada módulo individualmente não corresponde, necessariamente, ao valor de custo capital
correspondente àquele módulo.
54. Nesse sentido, é necessário esclarecer que o procedimento realizado para desativações
verificadas na análise que subsidiou a REH nº 2.895/2021 não reduziu o componente econômico da PRT
nº 120/2016 considerando a vida útil remanescente do módulo desativado, mas seu valor integral, o que
significou a redução indevida e/ou desproporcional às transmissoras. Assim, a redução do referido
componente, processada por meio da REH nº 2.895/2021, foi revista.
55. Com relação ao componente financeiro da PRT nº 120/2016, informa-se que este não foi
cancelado, pois trata-se da remuneração de um serviço já prestado, sendo, portanto, re-rateado pelos
demais módulos da transmissora, sendo excluída tão-somente a participação do equipamento substituído
e/ou desativado do referido rateio.
56. A memória de cálculo dos ajustes comentados nessa seção encontra-se anexa ao processo
e considera, entre outros, as adequações necessárias às retificações decorrentes dos reexames dos
processos de revisão das transmissoras prorrogas e de revisão de licitadas, citados na seção III.4.4.
III.4.2 Diferença da DIT de Uso Exclusiva entre a REH nº 2.725/2020 e o DSP nº 1.698/2021
57. Após apresentação de recurso por algumas transmissoras, verificou-se que a diferença
entre a RAP estabelecida pela REH nº 2.725/2020 para as DIT de Uso Exclusivo e aquela homologada pelo
DSP nº 1.698/2021 não foi calculada corretamente para a apuração da diferença. No caso, na publicação
ordinária do ciclo 2021-2022 (REH nº 2.895/2021) foram considerados todos os equipamentos, quando,
10
Data Envelopment Analysis.

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
na verdade, apenas os equipamentos ativos deveriam ter sido considerados.
58. Assim, após corrigir essa questão, 9 PA foram alteradas, totalizando uma diminuição de R$
7.347.245,77 nos valores estabelecidos. Salienta-se que para a grande maioria dos ajustes realizados por
ocasião da REH nº 2.895/2021, os valores originalmente calculados não foram alterados. A tabela abaixo
demonstra as PA alteradas. A memória de cálculo dessa revisão foi anexada ao processo.
Tabela 7 – PAs relativas à Diferença da DIT de Uso Exclusiva entre a REH nº 2.725/2020 e o DSP nº
1.698/2021 fixadas pela REH nº 2.895/2021 cujo valor foi alterado.

| Concessionária Contrato | Nome de Grupo | valor original (R$) | valor final (R$) |
| --- | --- | --- | --- |
| CTEEP | 059/2001 GRP 88 kV APARECIDA SP | 246.239,65 | 245,85 |
| CHESF | 061/2001 GRP BANABUIU - LIBRA | -335.629,27 | 304,43 |
| CEEE-GT | 055/2001 GRP 23 kV C.INDUSTRIAL RS | 2.434.732,84 | 530,86 |
| CEEE-GT | 055/2001 GRP C. INDUSTRIAL - RGE SUL | 3.251.004,61 | 8.510,78 |
| CTEEP | 059/2001 GRP 69 kV DRACENA SP | 2.088.917,55 | 6.839,24 |
| CTEEP | 059/2001 GRP 13,8 kV DRACENA SP | 228.880,31 | 316,50 |
| ELETRONORTE 058/2001 GRP TUCURUI VILA - CELPA | -235.574,30 | 54.479,47 |  |
| CEMIG-GT | 006/1997 GRP NEVES 1 - CEMIG-D | -725.027,95 | -456.300,68 |
| FURNAS | 016/2012 GRP 138 kV ZONA OESTE RJ | 8.628,77 | 0,00 |

III.4.3 - Revisão PA pequeno porte
59. As PA Instalações Autorizadas sem RAP prévia para o ciclo 2021-2022 foram calculadas
considerando as obras que tiveram a parcela de RAP estabelecida pela SCT, conforme consta na Nota
Técnica nº 366/2021-SCT/ANEEL11 e homologadas pela REH nº 2.892, de 6 de julho de 2021.
60. Todavia, dois fatos ocorreram e que levam à revisão dos valores das PA homologadas pela
REH nº 2.895/2021 para esse ajuste. Primeiro, houve erro material na identificação da data de início de
vigência de algumas receitas. Segundo, a RAP estabelecida pela REH nº 2.892/2021 foi revisada pela REH
nº 2.988, de 7 de dezembro de 2021. Dessa forma, os ajustes relacionados com esses dois fatos foram
processados e as PA retificadas e/ou incluídas. A memória de cálculo segue anexa ao processo.
III.4.4 - Retificações nos processos de Revisão da RAP
61. As Resoluções homologatórias dos processos de revisão periódica de 2018 da RAP
relacionada às transmissoras prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013 foram retificadas em
14/03/2022, mediante a emissão da Nota Técnica nº 13/2022-SGT/ANEEL12, de 15 de fevereiro de 2022,
em que deflagrou diversos erros materiais que impactaram as receitas e Parcelas de Ajuste dos ciclos
tarifários 2020/2021 e 2021/2022.
62. Também de ofício, foi identificado erro material nas revisões de reforços e melhorias
homologadas pela REH nº 2.882/2022, acerca da revisão periódica de 2021 da RAP das transmissoras
11 SIC 48526.003010/2021-00
12
Sic 48581.000426/2022-00

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
licitadas, no que se refere à inclusão indevida da alíquota de PIS/COFINS nas receitas, conforme motivado
na Nota Técnica nº 57/2022-SGT/ANEEL13, de 19 de abril de 2022.
63. Ambas as situações foram processadas no âmbito dessa análise recursal, de modo a corrigir
os valores inicialmente estabelecidos, de modo que as adequações decorrentes serão processadas por
meio de parcela de ajuste relativa à apuração do ciclo atual no ciclo 2022/2023.
64. Por fim, em virtude de recursos quanto ao resultado das REH nº 2.702/2020 e nº
2.705/2020, a SGT emitiu a Nota Técnica nº 38/2021–SGT/ANEEL, de 15 de março de 2021. Assim, foram
conduzidos os ajustes das receitas e parcelas de ajuste afetadas por essa recomendação.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
65. 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
66. Pelo exposto nesta Nota Técnica concluímos que os Pedidos de Reconsideração
interpostos: (i) devem ser deferidos para os agentes ABRATE, Arteon Z1, Grupo EDP, ETVG, Ie Garanhuns,
Ie Madeira, Mantiqueira, MGE, Grupo Quantum, Grupo CELEO, ETAP, ETB, ETC, ETEM, ETES, Macapá, MEZ
5, TPE, LTTE, Grupo Equatorial; (ii) devem ser parcialmente deferidos para os agentes Grupo ARGO,
Arteon Z2, CEEE, CEMIG-GT, CGT Eletrosul, COPEL-GT, Concessionárias TBE, Furnas, Grupo TAESA (pleito
das transmissoras TAESA, NTE e São Pedro), Grupo Neoenergia, CTEEP, Eletronorte, Chesf, Evrecy, Ie
Itapura, Ie Itaquere, Ie Japi, Ie MG, Ie Pinheiros, Ie Sul, Ie Tibagi, ONTE, TME, Ie Aguapeí, IENNE; (iii) devem
ser indeferidos para os agentes CELG-GT, Ie Biguaçu, Ie Itaunas, PBTE, GSTE; (iv) não deve ser
reconhecido, dada a intempestividade, o pleito dos agentes Arcoverde, Grupo TAESA (pleitos das
transmissoras ATE III e STE). Além disso, é necessário realizar as alterações apresentadas na Seção III.3.
67. As alterações propostas nesta Nota Técnica resultam em uma variação de 0,32% na RAP,
quando comparada com a RAP homologada pela REH nº 2.959/2021. Por sua vez, a variação das Parcelas
de Ajuste, quando comparadas ao mesmo ato, foi da ordem de 18,15%. No geral, a variação total de todas
as receitas e ajustes, entre a REH nº 2.959/2021 e a presente análise foi 0,21%. A consideração do ato
retificador para avaliação do nível de alteração do resultado foi realizada em virtude das receitas e
parcelas de ajustes do ciclo atual da RAP serem as do referido ato.
68. Ressalta-se que a variação na PA se deve à incorporação do resultado da análise dos
pedidos de reconsideração contra as revisões da receita das transmissoras, pela realização dos ajustes em
função de equipamentos substituídos e dos pleitos providos.
13
Sic 48581.001333/2022-00

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
Tabela 8 - RAP homologada pela REH nº 2.959/2021 e após análise dos recursos.

| Concessionária do Módulo Contrato do Módulo | RAP REH 2959/2021 (R$) | RAP (com alterações) (R$) | Diferença (%) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| ARCOVERDE | 035/2017 | 27.822.969,75 | 29.518.063,27 | 6,09% |
| Brasnorte | 003/2008 | 30.788.097,02 | 30.664.715,58 | -0,40% |
| CEEE-T | 055/2001 | 763.074.497,06 | 780.765.935,98 | 2,32% |
| CELG G&T | 063/2001 | 179.157.961,39 | 182.860.439,65 | 2,07% |
| CEMIG-GT | 006/1997 | 683.636.578,05 | 682.809.015,20 | -0,12% |
| CEMIG-GT | 079/2000 | 40.669.651,44 | 39.623.930,18 | -2,57% |
| CGT | 057/2001 | 805.010.015,96 | 802.488.796,43 | -0,31% |
| CGT | 624/2014 (Port. MME) | 362.413,60 | 8.426.116,22 | 2225,00% |
| CHESF | 061/2001 | 2.870.321.847,90 | 2.873.875.824,75 | 0,12% |
| COPEL-GT | 006/2016 | 90.710.374,40 | 133.297.086,80 | 46,95% |
| COPEL-GT | 060/2001 | 440.780.572,42 | 439.828.685,05 | -0,22% |
| CTEEP | 059/2001 | 2.363.374.581,77 | 2.358.001.079,00 | -0,23% |
| DOURADOS | 025/2017 | 41.254.632,07 | 48.530.785,89 | 17,64% |
| EATE | 042/2001 | 358.142.599,12 | 358.173.191,44 | 0,01% |
| ELETRONORTE | 022/2009 | 45.963.181,97 | 45.963.181,78 | 0,00% |
| ELETRONORTE | 058/2001 | 1.564.946.083,92 | 1.570.661.864,03 | 0,37% |
| ENERGISA-AM | 009/2021 | 20.021.410,10 | 20.372.121,92 | 1,75% |
| EQTLT07 | 020/2017 | 109.839.234,07 | 102.414.101,87 | -6,76% |
| EQTLT08 | 048/2017 | 158.569.237,70 | 158.513.002,52 | -0,04% |
| ETIM | 086/2002 | 66.541.002,52 | 63.553.270,73 | -4,49% |
| FURNAS | 034/2001 | 238.993.143,95 | 239.245.574,99 | 0,11% |
| FURNAS | 062/2001 | 4.117.000.797,78 | 4.127.265.127,44 | 0,25% |
| GENEBRA | 001/2014 | 261.991.395,15 | 268.731.136,13 | 2,57% |
| IE ITAQUERÊ | 027/2017 | 55.380.691,51 | 55.916.056,71 | 0,97% |
| LTTE | 020/2011 | 37.710.497,83 | 43.325.100,73 | 14,89% |
| MGE | 008/2010 | 45.467.227,94 | 55.393.588,80 | 21,83% |
| NEO BIGUAÇU | 040/2017 | 15.296.960,38 | 15.806.240,05 | 3,33% |
| ONTE | 021/2016 | 15.033.823,39 | 15.000.009,90 | -0,22% |
| Rondon | 010/2014 | 19.337.439,60 | 19.299.412,56 | -0,20% |
| SITE | 002/2018 | 101.721.844,79 | 101.703.829,16 | -0,02% |
| SMTE | 003/2006 | 161.474.726,99 | 162.215.094,31 | 0,46% |
| SPTE | 007/2007 | 51.140.773,63 | 51.861.824,45 | 1,41% |
| TAESA | 003/2004 | 122.077.959,85 | 122.161.283,66 | 0,07% |
| TAESA | 081/2002 | 69.531.230,99 | 69.691.558,55 | 0,23% |
| TAESA | 095/2000 | 483.263.176,83 | 483.277.357,04 | 0,00% |
| TAESA | 097/2000 | 457.100.285,79 | 455.844.996,87 | -0,27% |
| TESB | 001/2011 | 22.073.481,29 | 22.037.280,20 | -0,16% |
| TPE | 002/2017 | 262.657.974,21 | 263.055.547,42 | 0,15% |
| Transirapé | 012/2005 | 54.364.929,57 | 55.260.505,75 | 1,65% |
| Demais Contratos | 14.935.114.349,69 | 14.935.114.349,69 |  |  |
| TOTAL | 32.343.051.076,94 | 32.447.878.506,24 | 0,32% |  |

Tabela 9 - PA homologada pela REH nº 2.959/2021 e após análise dos recursos.
Concessionária do

Contrato do Módulo PA REH 2959/2021 (R$) PA (com alterações) (R$) Diferença (%)
Módulo

| ARTEON | 029/2017 | - | 312.421,90 - | 7.052,88 | -97,74% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ATE VI | 011/2007 | 1.951.283,03 | 532.481,15 | -72,71% |  |
| ATLÂNTICO | 016/2010 | 1.000.057,12 | 874.504,40 | -12,55% |  |
| BRILHANTE | 021/2012 | - | 57.570,68 - | 57.548,09 | -0,04% |

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
Concessionária do

Contrato do Módulo PA REH 2959/2021 (R$) PA (com alterações) (R$) Diferença (%)
Módulo

| CAIUÁ-T | 007/2012 | - | 692.833,01 - | 8.142.828,69 | 1075,29% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| CEEE-T | 055/2001 | 69.717.517,38 - | 7.556.820,55 | -110,84% |  |
| CELG G&T | 003/2015 | 34.515,88 - | 59.120,37 | -271,28% |  |
| CELG G&T | 063/2001 | - | 4.093.053,55 - | 2.359.062,76 | -42,36% |
| CEMIG-GT | 006/1997 | 13.119.528,36 | 13.681.526,72 | 4,28% |  |
| CEMIG-GT | 079/2000 | 9.115.697,96 | 15.367.338,43 | 68,58% |  |
| CGI | 041/2017 | - | 1.137.579,92 - | 1.049.186,52 | -7,77% |
| CGT | 002/2011 | - | 569.277,18 - | 388.114,21 | -31,82% |
| CGT | 004/2008 | - | 147.185,14 - | 146.569,08 | -0,42% |
| CGT | 005/2009 | - | 220.642,23 - | 189.872,07 | -13,95% |
| CGT | 011/2010 | 465.329,75 | 354.296,39 | -23,86% |  |
| CGT | 057/2001 | - | 12.020.030,85 - | 11.782.812,47 | -1,97% |
| CHESF | 005/2012 | - | 1.561.619,32 - | 999.964,75 | -35,97% |
| CHESF | 013/2010 | 634.224,52 | 517.748,74 | -18,37% |  |
| CHESF | 014/2010 | 327.115,16 | 198.052,21 | -39,45% |  |
| CHESF | 017/2009 | - | 6.633.897,98 - | 3.154.811,00 | -52,44% |
| CHESF | 018/2009 | - | 237.644,27 - | 287.747,71 | 21,08% |
| CHESF | 019/2010 | 140.837,25 | 59.792,21 | -57,55% |  |
| CHESF | 019/2012 | - | 1.104.529,31 - | 1.298.458,12 | 17,56% |
| CHESF | 020/2010 | 116.033,82 | 87.054,98 | -24,97% |  |
| CHESF | 021/2010 | 1.590.704,52 | 276.953,66 | -82,59% |  |
| CHESF | 061/2001 | 262.623.475,51 | 191.567.683,68 | -27,06% |  |
| COPEL-GT | 006/2016 | - | 9.993.998,23 - | 3.047.340,48 | -69,51% |
| COPEL-GT | 010/2010 | - | 974.791,41 - | 983.341,58 | 0,88% |
| COPEL-GT | 021/2014 | 25.218,35 - | 288.873,27 | -1245,49% |  |
| COPEL-GT | 022/2014 | 138.312,64 - | 699.882,37 | -606,01% |  |
| COPEL-GT | 027/2009 | - | 364.735,71 - | 418.291,10 | 14,68% |
| COPEL-GT | 060/2001 | - | 67.914,82 | 29.488.446,09 | -43519,75% |
| CTEEP | 059/2001 | - | 43.254.279,75 - | 37.672.819,56 | -12,90% |
| DOURADOS | 025/2017 | - | 1.692.376,67 - | 964.761,29 | -42,99% |
| EATE | 042/2001 | - | 11.526.267,17 - | 11.220.834,39 | -2,65% |
| EDP | 021/2017 | - | 509.756,46 - | 763.336,48 | 49,75% |
| EDTE | 015/2016 | - | 2.579.201,56 - | 2.413.156,53 | -6,44% |
| ELETRONORTE | 010/2009 | 10.315.358,66 - | 2.710.240,66 | -126,27% |  |
| ELETRONORTE | 012/2009 | 9.652.192,45 - | 8.737.201,83 | -190,52% |  |
| ELETRONORTE | 021/2009 | - | 1.944.091,98 - | 2.267.224,12 | 16,62% |
| ELETRONORTE | 022/2009 | - | 1.261.504,66 - | 1.451.887,67 | 15,09% |
| ELETRONORTE | 058/2001 | 89.133.155,45 | 134.017.252,23 | 50,36% |  |
| ENCRUZO | 017/2010 | - | 732.000,34 - | 734.206,46 | 0,30% |
| ENEL CIEN | 210/2011 (Port. MME) | - | 3.300.628,69 - | 3.279.747,10 | -0,63% |
| ENERGISA PARÁ I | 043/2017 | 1.818.389,81 - | 370.649,10 | -120,38% |  |
| ENERGISA-AM | 009/2021 | 73.807,46 - | 1.012.616,85 | -1471,97% |  |
| ENTE | 085/2002 | - | 5.262.298,32 - | 5.274.279,71 | 0,23% |
| EQTLT07 | 020/2017 | - | 3.009.003,07 - | 441.144,86 | -85,34% |
| EQTLT08 | 048/2017 | - | 7.991.345,66 - | 2.985.938,97 | -62,64% |
| ESDE | 025/2009 | - | 220.244,64 - | 347.787,23 | 57,91% |
| ESPERANZA | 018/2014 | 2.235.663,45 - | 425.799,66 | -119,05% |  |
| ETB | 011/2016 | 11.968.167,54 - | 4.352.075,33 | -136,36% |  |

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
Concessionária do

Contrato do Módulo PA REH 2959/2021 (R$) PA (com alterações) (R$) Diferença (%)
Módulo

| ETEM | 005/2010 | - | 484.383,12 - | 486.599,11 | 0,46% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ETVG | 018/2010 | 3.186.231,07 | 2.767.100,61 | -13,15% |  |
| FURNAS | 016/2012 | - | 1.009.666,16 - | 1.018.294,93 | 0,85% |
| FURNAS | 034/2001 | - | 8.811.447,47 - | 9.840.750,63 | 11,68% |
| FURNAS | 062/2001 | - | 23.244.897,16 - | 8.522.214,57 | -63,34% |
| GENEBRA | 001/2014 | - | 12.132.460,66 - | 5.192.949,84 | -57,20% |
| GSTE | 011/2017 | - | 4.883.330,94 - | 3.901.454,90 | -20,11% |
| IE ITAQUERÊ | 027/2017 | - | 2.033.570,56 - | 1.651.379,29 | -18,79% |
| IE Pinheiros | 015/2008 | - | 3.578.932,46 - | 3.519.503,13 | -1,66% |
| IE TIBAGI | 026/2017 | - | 8.670.176,83 - | 10.138.630,68 | 16,94% |
| IEJAPI | 026/2009 | - | 90.617,15 - | 264.041,09 | 191,38% |
| IENNE | 001/2008 | 2.928.539,31 - | 1.783.057,48 | -160,89% |  |
| INTESA | 002/2006 | - | 15.899.284,59 - | 15.182.131,62 | -4,51% |
| LTC | 005/2011 | - | 807.597,76 - | 865.139,35 | 7,13% |
| LTT | 004/2006 | - | 4.693.383,38 - | 4.640.986,37 | -1,12% |
| LTTE | 020/2011 | - | 2.845.934,22 | 2.442.687,70 | -185,83% |
| MA II | 032/2017 | - | 156.004,35 - | 524.019,64 | 235,90% |
| Macapá | 009/2008 | - | 5.049.528,44 - | 4.357.390,40 | -13,71% |
| Macedo | 005/2015 | 1.335.434,68 - | 6.655.961,65 | -598,41% |  |
| MANTIQUEIRA | 005/2016 | - | 1.898.758,55 - | 1.183.505,72 | -37,67% |
| MARIANA | 011/2014 | - | 444.178,02 - | 585.122,71 | 31,73% |
| MGE | 008/2010 | - | 4.824.872,52 - | 1.411.327,05 | -70,75% |
| MIRACEMA | 017/2016 | - | 1.821.622,20 - | 1.818.213,98 | -0,19% |
| MONTESCLAROS | 003/2010 | - | 1.336.077,94 - | 1.527.324,68 | 14,31% |
| MORRO AGUDO | 006/2015 | 450.554,50 - | 145.529,09 | -132,30% |  |
| NEO BIGUAÇU | 040/2017 | - | 1.005.855,13 - | 562.288,99 | -44,10% |
| ODOYÁ | 017/2014 | 439.249,45 - | 2.028.160,19 | -561,73% |  |
| ONTE | 021/2016 | 13.495.425,33 | 12.390.456,11 | -8,19% |  |
| PPTE | 009/2005 | - | 908.435,56 - | 9.330.505,69 | 927,10% |
| Rondon | 010/2014 | 815.960,22 | 773.333,15 | -5,22% |  |
| SITE | 002/2018 | - | 534.171,78 - | 539.402,13 | 0,98% |
| SMTE | 003/2006 | - | 6.359.946,67 - | 5.619.583,67 | -11,64% |
| SPTE | 007/2007 | - | 2.201.207,71 - | 1.712.544,97 | -22,20% |
| TAESA | 002/2002 | - | 4.032.394,44 - | 3.782.517,50 | -6,20% |
| TAESA | 003/2004 | - | 4.703.300,51 - | 4.560.619,68 | -3,03% |
| TAESA | 081/2002 | - | 1.770.201,17 - | 1.600.367,93 | -9,59% |
| TAESA | 095/2000 | - | 16.924.555,46 - | 16.868.960,21 | -0,33% |
| TAESA | 097/2000 | - | 4.398.572,53 - | 4.454.117,64 | 1,26% |
| TGO | 028/2009 | - | 394.043,73 - | 464.462,41 | 17,87% |
| TME | 023/2009 | - | 3.152.242,76 - | 3.297.107,43 | 4,60% |
| TPAE | 019/2009 | - | 270.349,88 - | 318.677,91 | 17,88% |
| TPE | 002/2017 | - | 5.801.558,13 - | 5.543.080,60 | -4,46% |
| Transirapé | 012/2005 | - | 3.090.165,72 - | 2.700.156,73 | -12,62% |
| TSBE | 004/2012 | - | 3.468.047,58 - | 3.438.891,35 | -0,84% |
| TSP | 024/2009 | - | 1.199.671,96 - | 261.400,39 | -78,21% |
| Z2 | 045/2017 | - | 513.231,80 - | 137.770,58 | -73,16% |
| Demais Contratos | - | 372.435.576,13 - | 372.435.576,13 |  |  |
| TOTAL | - | 210.923.886,64 - | 249.212.512,60 | 18,15% |  |

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
69. Recomenda-se juntar esta nota técnica ao Processo nº 48500.000375/2021-23 e o seu
encaminhamento à Diretoria Colegiada da ANEEL com vistas a fornecer subsídios à análise e decisão
quanto à matéria nela tratada.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
WENDELL CASSEMIRO DA SILVA ANDRE LUCIO NEVES
Técnico Administrativo Especialista em Regulação
(Assinado digitalmente)
DENIS PEREZ JANNUZZI
Especialista em Regulação
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária

ANEXO A
ASSOCIAÇÃO, TRANSMISSORAS E GRUPOS
ECONÔMICOS QUE TIVERAM OS RECURSOS
CONTRA A RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA
Nº 2.895/2021 PROVIDOS

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
ANEXO A1
RECLAMANTE: Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica - ABRATE
PROTOCOLO: 48513.020321/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021
RECLAMAÇÃO: A referida associação reclamou de erro no cálculo da RAP das transmissoras afetadas pela
Lei 12.783/2013 quanto à aplicação da trajetória da receita associada aos custos de O&M em função de
equívocos relacionados com a proporção das receitas destinadas às instalações que compõe a RB/RBF e
DIT.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos. Salienta-se que o atendimento ao pleito foi materializado por meio da
retificação publicada por meio da REH nº 2.959/2021.

ANEXO A2
RECLAMANTE: ARTEON Z1 ENERGIA S/A
PROTOCOLO: 48513.020258/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021
RECLAMAÇÃO: A transmissora discorda da PA Apuração (Rede Básica e Rede Básica de Fronteira) da
competência 06/2020, considerando que as receitas não foram consideradas corretamente.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos. O valor da rubrica RBL da competência 06/2020 na RB e na RBF
estavam zerados, quando deveriam expressar o valor homologado, proporcional aos dias de operação.
Cabe observar que, quanto aos valores de PA Apuração de RB, por ocasião da emissão da REH nº
2.959/2021 (retificação), foi considerada PB integral na competência analisada. O ajustamento da referida
diferença será processado na apuração do próximo ciclo.

ANEXO A3
RECLAMANTES:
EDP Transmissão S.A. – EDP T; e
EDP Transmissão MA II S.A. – EDP MA II.
PROTOCOLO: 48513.020350/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021
RECLAMAÇÃO: As transmissoras fazem as seguintes reclamações:
(i) As Parcelas Variáveis devem ser consideradas na PA Apuração de Rede Básica, sob pena de se
contrariar o Submódulo 9.3 do Proret.
(ii) As alíquotas de PIS/Cofins foram alteradas a partir de 2021. Contudo, o cálculo da PA Apuração
não considerou essa variação para as competências de 01 e 02/2021.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos. No caso concreto:
• Item (i): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as
transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já
considerados na REH nº 2.959/2021.
•
Item (ii): Acatado. Questionado, o ONS14 ratificou a informação prestada pela EDP. Assim, devem
ser consideradas PA nos valores de –R$ 253.580,02 e –R$ 368.015,29, a valores de 06/2021, para EDP T e
EDP MA II, respectivamente.
14 Documento SICNet 48581.001478/2022-00.

ANEXO A4
RECLAMANTE: Empresa de Transmissão de Várzea Grande S.A. – ETVG
PROTOCOLO: 48513. 020361/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: A transmissora reclama de erro na PA Apuração relativa à PV.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa
às Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as
transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já
considerados na REH nº 2.959/2021.

ANEXO A5
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Garanhuns S.A – IeGaranhuns
PROTOCOLO: 48513. 020308/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: A transmissora reclama de erro na PA Apuração relativa à PV.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa
às Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as
transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já
considerados na REH nº 2.959/2021.

ANEXO A6
RECLAMANTE: Interligação Elétrica do Madeira S.A. – IeMadeira
PROTOCOLO: 48513. 020328/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: A transmissora reclama de erro na PA Apuração relativa à PV.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa
às Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as
transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já
considerados na REH nº 2.959/2021.

ANEXO A7
RECLAMANTE: Mantiqueira Transmissora de Energia S.A. – Mantiqueira
PROTOCOLO: 48513. 020281/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: A transmissora reclama que o resultado de sua revisão, definido pela REH nº 2.882/2021,
não foi contemplado corretamente no reajuste da RAP.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos. No caso, parte das receitas relativas ao Contrato de Concessão nº
005/2016, de fato, não foram reajustadas, gerando a diferença reclamada. Os valores da base de receitas
do respectivo contrato foram atualizados no Siget.

ANEXO A8
RECLAMANTE: MGE TRANSMISSÃO S.A.
PROTOCOLO: 48513.019692-2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 21/7/2021
RECLAMAÇÃO: A ANEEL, por equívoco, desconsiderou o fato de o 2° Banco de Autotransformadores da
SE Viana 2, reforço autorizado através da REA n°. 7.577/2019, se encontrar em operação comercial plena
desde 22/01/2021. Requer a retificação da PA Apuração e da RAP do ciclo.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos. Verificou-se que o cadastramento dos respectivos TL no Siget ocorreu
apenas em 02/9/2021, razão pela qual a entrada em operação dos equipamentos questionados não foi
considerada quando do fechamento de dados para rodar o reajuste da RAP homologado pela REH nº
2.895/2021, gerando devolução indevida por meio de PA Apuração e o não estabelecimento da respectiva
receita.

ANEXO A9
RECLAMANTES: Grupo Quantum, que apresentou pleitos para as seguintes transmissoras:
Odoyá Transmissora de Energia S.A. – ODOYÁ;
Esperanza Transmissora de Energia S.A. – ESPERANZA; e
Transmissora José Maria de Macedo de Eletricidade S.A. – JMM.
PROTOCOLO: 48513.020305/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021
RECLAMAÇÃO: As transmissoras reclamam que PA firmada na REH nº 2.826/2020 deveria ser paga em
parcela única, como homologado no ato legal.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos. O pleito já foi considerado na retificação publicada por meio da REH
nº 2.959/2021.

ANEXO A10
RECLAMANTE: Celeo Redes Brasil S.A. – CRB, representando as 15 transmissoras de seu grupo econômico.
PROTOCOLO: 48513.020378/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, o grupo CRB argumenta que:
(i) A PA Postergação da transmissora CANTAREIRA foi fixada pela REH nº 2.895/2021 em R$
281.778,76, quando o correto, conforme REH nº 2.826/2020, seria R$ 4.508.460,17.
(ii) A PA Apuração da SITE está com equívoco na rubrica RBL.
(iii) A PA Revisão relativa à "Outras Receitas" da LTT está incorreta. O valor da parcela deveria ser
1/3 do homologado pela REH nº 2.844/2021.
(iv) A PA Apuração de todas as empresas do grupo desconsiderou ajustes de PV nas Receitas
Permitidas (ANEEL).
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos. No caso concreto:
•
Item (i): Acatado. Verificou-se que o comando estabelecido pela REH nº 2.826/2020, de fato, não
fora cumprido como decidido pela Diretoria. O pleito foi contemplado na retificação publicada por
meio da REH nº 2.959/2021.
•
Item (ii): Acatado. Comprovado o erro de mensuração da rubrica RBL nas Receitas Permitidas
(ANEEL) nos meses de junho e julho de 2020, a PA Apuração foi retificada. Esse pleito também foi
contemplado na REH nº 2.959/2021.
•
Item (iii): Acatado. Verificou-se que o comando estabelecido pela REH nº 2.844/2021, de fato, não
fora cumprido como decidido pela Diretoria. Contudo, salienta-se que a rubrica fora revisada.
•
Item (iv): Acatado. A PA Apuração também foi retificada na REH nº 2.959/2021 devido à falta da
rubrica "Parcela Variável" nas Receitas Permitidas (ANEEL) na homologação original.

ANEXO A11
RECLAMANTE: Empresa Transmissora Agreste Potiguar S.A. – ETAP.
PROTOCOLO: 48513.020364/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a ETAP argumenta que a PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que
resulta devolução às transmissoras dos descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos.
A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às Receitas Apuradas (ONS) sem a
devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as transmissoras tivessem devolvidas
as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já considerados na REH nº 2.959/2021.

ANEXO A12
RECLAMANTE: Empresa de Transmissão Baiana S.A. - ETB.
PROTOCOLO: 48513.020355/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a ETB argumenta que:
(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 o devido.
Além de não ter sido considerada a PV na parte relativa à Receita Homologada (ANEEL); e
(ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATADO seus argumentos. No caso concreto:
•
Item (i): De fato, o TL foi cadastrado de forma equivocada no Siget, sendo associada a LT 500 kV
Bom Jesus da Lapa II – Gentio do Ouro II ao TL que confirmou a entrada em operação da LT 500 kV
JUAZEIRO III /OUROLANDIA II C-1 BA.
Após a retificação e reprocessamento do reajuste, o valor da PA Apuração calculada ficou em -R$
4.352.075,33.
•
Item (ii): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos
já considerados na REH nº 2.959/2021.

ANEXO A13
RECLAMANTE: Empresa Transmissora Capixaba S.A. – ETC.
PROTOCOLO: 48513.020367/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a ETC argumenta que a PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que
resulta devolução às transmissoras dos descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos.
A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às Receitas Apuradas (ONS) sem a
devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as transmissoras tivessem devolvidas
as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já considerados na REH nº 2.959/2021.

ANEXO A14
RECLAMANTE: Empresa de Transmissão de Energia do Mato Grosso S.A. – ETEM.
PROTOCOLO: 48513.020359/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a ETEM argumenta que a PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o
que resulta devolução às transmissoras dos descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos.
A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às Receitas Apuradas (ONS) sem a
devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as transmissoras tivessem devolvidas
as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já considerados na REH nº 2.959/2021.

ANEXO A15
RECLAMANTE: Empresa de Transmissão de Espírito Santo S.A. – ETES.
PROTOCOLO: 48513.020357/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a ETES argumenta que identificou a necessidade retificar os valores da PA
– Apuração referentes à rubrica de Parcela Variável.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos.
A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às Receitas Apuradas (ONS) sem a
devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com que as transmissoras tivessem devolvidas
as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos já considerados na REH nº 2.959/2021.

ANEXO A16
RECLAMANTE: Linhas de Macapá Transmissora de Energia S.A. – Macapá.
PROTOCOLO: 48513.020365/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a Macapá questiona o cálculo da PA Outros Ajustes – Suspensão de
Pagamento Base, relativa à RB.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos.
No caso concreto, o cálculo da PA Outros Ajustes (processada para compensar a indevida devolução das
suspensões de pagamento base (SPB) processadas pelo ONS durante o ciclo anterior) considerou,
equivocamente, a parcela de devolução (valor negativo na SPB) processada em dezembro de 2020 com
valor positivo.
Desse modo, foi imputado à transmissora uma devolução, de fato, indevida. Recalculada a PA Outros
Ajustes relativa à Suspensão de Pagamento Base de Rede Básica, o valor originalmente definido de (–) R$
928.682,55 foi alterado para (–) R$ 236.544,51.

ANEXO A17
RECLAMANTE: MEZ 5 ENERGIA LTDA. – MEZ 5.
PROTOCOLO: E-MAILS.
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 28/7/2021 e 13/10/2021
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a MEZ 5 argumenta que a receita RBL da RBF foi acrescida à receita RBL
da RB. Esse fato distorce o cálculo da TUST. Ainda, a transmissora informou que dois equipamentos de
conexão com a CEEE-D estavam erroneamente com titularidade da CEEE-T
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos.
O pleito de identificação de receitas RBL foi tratado por ocasião da retificação publicada pela REH nº
2.959/2021.
No decurso das tratativas para homologação dos encargos de conexão no processo tarifário 2021 da CEEED a MEZ 5 informou que os equipamentos de IdeMdl 17596 e 17604, quais sejam, a IB 13,8 kV MG 230 kV
PORTO ALEGRE 4 MG1 RS IB4 e o MC 13,8 kV BC 13,8 kV 6 Mvar PORTO ALEGRE 4 BC5 RS, estavam com
identificação de titularidade equivocamente atribuída à CEEE-T. Em razão disso, o ajuste de tal equívoco
deve ser processado por meio de parcelas de ajustes atualizadas no próximo processo de RAP.
Recomenda-se à transmissora que, ao efetuar seus pleitos, utilize-se de meios formais (correspondências)
de comunicação. Essa ação é necessária devido ao atendimento das normas regulamentares e para o
maior controle dos pleitos.

ANEXO A18
RECLAMANTE: Transmissora Paraiso de Energia S.A. - TPE.
PROTOCOLO: 48513.020353/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a TPE requer:
(iii) O reconhecimento da RAP de RBNI autorizado pela REA 8.450/19, para o ciclo de 20212022; e
(iv) A revisão da PA Apuração relativa às receitas descritas no item anterior.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos. No caso concreto:
• Item (i): Acatado.
Como mencionado pela transmissora, "as receitas foram consideradas apenas como previstas.
Após análise, foi verificado que os TLDONS/346/10/2020 e TLDONS/202/4/2021 foram
cadastrados no Siget apenas após o processamento do reajuste. Dessa forma, o pleito deve ser
acatado.
•
Item (ii): Acatado.
Pelas mesmas razões, a PA Apuração foi reprocessada. O valor final da referida apuração foi
alterado de -R$ 5.801.558,13 para -R$ 5.543.080,60.

ANEXO A19
RECLAMANTE: Linhas de Taubaté Transmissora de Energia S.A. – LTTE.
PROTOCOLO: 48513.020369/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a LTTE argumenta que o cálculo da "PA Outros Ajustes" relativa às
compensações de instalações classificadas como RBF ou DITC que entraram em operação comercial com
pendência não impeditiva própria, (i) procederam com desconto de 20% das receitas, quando o correto
seria 10%; bem como (ii) consideraram glosa sobre a RAP integral no mês em que as instalações entraram
completamente em operação comercial.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR seus argumentos.
No cálculo da "PA Outros Ajustes" relativa às compensações de instalações classificadas como RBF ou
DITC, foi considerado que a pendência era própria da FT, a qual esses módulos pertencem. Mas ficou claro
na documentação encaminhada, que a pendência se trata de 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 no Art. 13 da Resolução Normativa nº 841, de 2018, vigente à época.
Ainda, restou comprovado que o referido cálculo de ajuste foi processado com base no período integral
do ciclo da RAP anterior, quando, na verdade, os referidos equipamentos entraram em operação em
03/03/2021.
Por fim, a data final de consideração das pendências também foi alterada.
Assim, o valor desta PA Outros Ajustes da LTTE deve ser alterado de (-) R$ 889.789,91 para (-) R$
316.638,74.

ANEXO A20
RECLAMANTE: Grupo Equatorial Transmissão, controladora das transmissoras:
•
Equatorial Transmissora 4 SPE S.A. – Equatorial 4;
• Equatorial Transmissora 6 SPE S.A. – Equatorial 6;
• Equatorial Transmissora 7 SPE S.A. – Equatorial 7;
• Equatorial Transmissora 8 SPE S.A. – Equatorial 8; e
• Integração Transmissora de Energia S.A. – Intesa.
PROTOCOLO: 48513. 020309/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, o grupo econômico salienta que foram descontadas, via PA Apuração, as
receitas devidamente recebidas após entrada em operação de diversas instalações das transmissoras do
Grupo.
ANÁLISE DO PLEITO: Deve-se conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade
e, no mérito, acatar seus argumentos. No caso concreto, restou comprovado desalinhamento no cadastro
de informações pelas transmissoras em virtude de algumas dificuldades operacionais no SIGET. Por
ocasião da retificação publicada pela REH nº 2.959/2021, parte dos pleitos foi processada. Os demais
foram tratados na análise dos recursos, com a devida retificação também da PV, quando devida.

ANEXO B
TRANSMISSORAS E GRUPOS ECONÔMICOS
QUE TIVERAM OS RECURSOS CONTRA A
RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº
2.895/2021 PROVIDOS PARCIALMENTE

ANEXO B1
RECLAMANTES: Grupo ARGO, que representou pleitos pelas transmissoras:
Argo Transmissão de Energia S.A. ("ARGO"); e
Argo III Transmissão de Energia S.A. ("ARGO III")
PROTOCOLOS: 48513.020326/2021-00; 48513.029075/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, foi solicitado:
a) Para ARGO e ARGO III: O índice de IPCA utilizado na PA Apuração diverge do descrito no § 28 da
NT nº 149/2021-SGT/ANEEL (1,08056065441059).
b) Para ARGO III: Na PA Apuração dos meses de junho e julho de 2020 (rubrica RBL da RAP definida
pela ANEEL) não estão consideradas as receitas da LT 230 kV Ariquemes – Ji-Paraná C4, que já estavam
em operação comercial. Os valores de PB dessa FT são, para junho e julho de 2020, respectivamente, R$
1.538.917,82 e R$ 1.567.814,49. Ainda, não foram consideradas as Parcelas Variáveis;
c) Para ARGO III: Na PA Outros Ajustes – Suspensão de Pagamento Base na FT CS 167 / -87 Mvar JIPARANA 1 RO está havendo duplicidade do desconto, uma vez que o mesmo já foi realizado nos AVCs de
abril e maio de 2021.
ANÁLISE DO PLEITO:
Geral: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no mérito, ACATAR
PARCIALMENTE os argumentos apresentados, sendo que, referente ao:
•
Item (a), deve ser negado, uma vez que o cálculo da Apuração é realizado por competência de
receita, o que, não coincide com o índice de atualização da RAP, ciclo 2021-2022.
•
Item (b), deve ser acatado. O Siget não considerou no cálculo da apuração as receitas das referidas
competências e as rubricas de PV. Contudo, o assunto já foi tratado na retificação publicada pela
REH nº 2.959/2021.
• Item (c), deve ser negado, uma vez que o cálculo da Apuração, por não ter rubrica de Suspensão
de Pagamento Base na parte relativa às receitas homologadas pelas ANEEL, estaria devolvendo o
desconto devido na PA Apuração. Por esta razão é que o valor da PA Outros Ajustes – Suspensão
de Pagamento Base é devida, mesmo já tendo sido considerada na AMSE. (Ver § 79 da Nota
Técnica nº 149/2021-SGT/ANEEL, constante na instrução da REH nº 2.895/2021)

ANEXO B2
RECLAMANTE: ARTEON Z2 ENERGIA S/A
PROTOCOLO: 48513.020260/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021
RECLAMAÇÃO: A transmissora discorda da PA Apuração (Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e DIT
Compartilhada) da competência 06/2020, considerando que as receitas não foram consideradas
corretamente.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. Os valores das rubricas RBL e RPEC da competência
06/2020 da RAP homologada pela ANEEL desconsideravam os ajustes do mês de 05/2020. Ainda, os
valores de PA Outros Ajustes definidos por meio da REH nº 2.725/2020, relativos aos descontos de 10%
de Receita, determinados pela REN nº 841/2018, desconsideravam as datas proporcionais dos TLR e TLP
emitidos. Assim, (i) procedeu-se com o recálculo das PA Outros Ajustes – RBF e DITC (REN nº 841/2018)
definidas pela REH nº 2.725/2020, sendo seus efeitos repassados às rubricas correlatas da REH nº
2.895/2021; e (ii) recalculou-se as PA Apuração definidas por meio da REH nº 2.895/2021, conforme
tabela abaixo.

Parcela de Ajuste REN Nº 2.725/2020 Recálculo Diferença
R$ R$ R$

PA Outros Ajustes – RBF (REN 841/2018) -47.750,85 -36.088,07 11.662,78
B. ESPERANCA-230/69 kV

PA Outros Ajustes – RBF (REN 841/2018) -55.866,88 -45.857,40 10.009,48
TERESINA-230/69 kV

PA Outros Ajustes – DITC (REN 841/2018) -5.087,04 -4.895,89 191,15
GRP 69 kV B. ESPERANCA PI

Parcela de Ajuste REN nº 2.895/2021 (R$) Recálculo (R$)
PA Outros Ajustes – RBF (REN º 905/2020) -79.491,72 -67.828,94
B. ESPERANCA-230/69 kV

PA Outros Ajustes – RBF (REN º 905/2020) -84.658,31 -74.648,83
TERESINA-230/69 kV

PA Outros Ajustes – DITC (REN º 905/2020) -8.468,49 -8.277,34
GRP 69 kV B. ESPERANCA PI

PA Apuração - RB -175.092,01 -82.831,11
PA Apuração – RBF -281.636,86 -189.897,34
(Grupo B. ESPERANCA-230/69 kV)

PA Apuração – RBF 85.482,36 234.793,25
(Grupo TERESINA II-230/69 kV)

PA Apuração – DIT Compartilhada 30.633,23 50.919,73
(Grupo GRP 69 kV B. ESPERANCA PI)

ANEXO B3
RECLAMANTE: Cemig Geração e Transmissão S/A (Cemig GT)
PROTOCOLO: 48513.020208/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 28/7/2021
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a concessionária requer:
(i) Retificação da RAP de O&M dos ativos de RBSE: RAP PRT nº 579/2012;
(ii) Revisão do critério de cancelamentos dos custos da PRT nº 579/2012 do equipamento substituído;
(iii) Estabelecimento da RAP de RBNIA dos módulos de IdeMdl 15942, 27860 e 278661 na SE Neves 1;
(iv) Reconhecimento da PA da REA nº 10.200/2021, relativa a RAP da data de entrada em operação
até o 30/06/2021;
(v) Retificação da PA de Apuração de RB em virtude de PV exclusivamente na Receita Apurada;
(vi) Retificação da PA de apuração da Rede Básica de Fronteira do ponto "CEMIG-GT_0792000_ITAJUBA 3-500-138 kV";
(vii) Retificação da PA outros ajustes: Diferença entre RAP DIT da REA nº 2.725/2020 e DSP nº
1.698/2021;
(viii) Reinclusão do módulo EL 138 kV S.G do Para DIST 9, IdeMdl 27788, da SE S.G.Pará na lista de
módulos.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. Em nossa análise:
•
Item (i): Acatado. Foi objeto da retificação publicada pela REH nº 2.959/2021;
•
Item (ii): Negado. Assunto foi objeto de apreciação no recurso à RAP do ciclo anterior e refere-se
a critério adotado no processo de revisão periódica da RAP de 2018 para cálculo do O&M das bases
blindada e incremental, o qual não teve recursos a esse respeito. Entende-se que o pedido deve
ser analisado no âmbito do próximo processo de revisão periódica e não se vincula ao reajuste.
•
Item (iii): Acatado. Na verdade, não foram processadas no reajuste devido ao não cadastramento
dos TL. Após solicitação à SFE, os mesmos foram cadastrados.
•
Item (iv): Acatado. Como a REA nº 10.200/2021 foi publicada em período muito próximo do
fechamento do processo ordinário da RAP (18/06/2021), a mesma não foi considerada. Deve ser
inserida PA no valor de R$ 932.217,05, a preços de junho/2020, atualizada até junho/2021.
•
Item (v): Acatado. Como a transmissora reclamou da PV no cálculo da PA Apuração, mas não
encaminhou sua memória de cálculo, entende-se que essa reclamação foi atendida pela
retificação publicada pela REH nº 2.959/2021.
• Item (vi): Acatado. Os valores da rubrica RBL na Apuração da RBF relativa ao ponto "CEMIGGT_079-2000_ITAJUBA 3-500-138 kV" não descreviam os valores homologados pelos Despachos
nº 1.355/2020 e nº 1.698/2021. Os valores foram atualizados.
• Item (vii): Acatado. De fato, a composição das diferenças de receitas estava considerando as
receitas "Ativas" e "Previstas". O caso foi tratado como de repercussão geral e os valores foram
recalculados, conforme parágrafos 57 e 58 desta nota técnica.
• Item (viii): Negado. Conforme Memorando nº 255/2021-SCT/ANEEL – SIC 48526.006023/2021-00,
"entende-se que se trata de tema concernente ao processo de revisão", logo, alheio ao processo
de reajuste anual da RAP.

ANEXO B4
RECLAMANTE: Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil – CGT Eletrosul.
PROTOCOLO: 48513.020334/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a CGT Eletrosul reclama:
(i) De erro material nas planilhas de cálculo da RAP de O&M (PRT 579);
(ii) Do ajuste pela transferência de ativos para a CELESC. O correto seria a redistribuição da RAP vigente
da PRT nº 579/2012 entre os módulos restantes da concessão e a retirada de receita de O&M dessas
instalações nos termos dos custos unitários estabelecidos do Anexo III do Submódulo 9.1 do PRORET;
(iii) Da necessidade de retificação da lista de módulos de modo que as capacidades de potência reativa
estejam aderentes às capacidades operacionais dessas instalações.
(iv) Da necessidade de reavaliação da RAP homologada à Conversora de Uruguaiana (PRT nº 624/2014),
de modo que seja realizado tratamento específico, dado o fim da concessão.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos, nos seguintes termos:
•
Item (i): Acatado. Foi recepcionado pela retificação constante na REH nº 2.959/2021;
•
Item (ii): Negado. A glosa da receita de O&M das instalações transferidas ocorreram seguindo a
metodologia estabelecida no Submódulo 9.1 do Proret. Logo, a RAP vigente e definida pela PRT nº
579/2012 foi deduzida seguindo o cálculo da metodologia DEA a partir dos dados do Anexo III do
Submódulo 9.1 do Proret, sendo seu saldo redistribuído entre os demais módulos.
Contudo, verificou-se que os cálculos da glosa (via modelo DEA) e a própria planilha de custos de
O&M associados à Portaria nº 579/2012 não foram disponibilizados. Assim, a partir dessa
constatação, os referidos arquivos foram disponibilizados na pasta de anexos da REH nº
2.959/2021.
Contudo, em revisão dos procedimentos realizados por ocasião da transferência dos módulos da
LT 138 kV Biguaçu-Florianópolis C1 e C2 para a Celesc-D, verificamos que a parcela de ajuste
calculada para devolução das receitas com DIT de uso exclusivo aos consumidores da distribuidora
incluíram as parcelas de componente financeiro da PRT nº 120/2016, o que retirou indevidamente
estas receitas da transmissora. Assim, a PA Outros Ajustes constante na REH nº 2.959/2021 (PA de
IdePA 48041) deve ser retificada, de ofício, para -R$ 1.276.143,07, de modo a recompor o
recebimento, por parte da transmissora, das receitas associadas ao componente financeiro da PRT
nº 120/2016.
•
Item (iii): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando Nº
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será
tratada no processo nº 48500.005612/2021-17.
•
Item (iv): Acatado. Foi recepcionado pela retificação constante na REH nº 2.959/2021.

ANEXO B5
RECLAMANTE: Copel Geração e Transmissão S.A. – COPEL-GT
PROTOCOLO: 48513.020341/2021-00 (fase de recursos à REH nº 2.895/2021; e
48513.022818/2021-00 (fase de análise para retificação)
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a transmissora requer:
(i) Inclusões e alterações de módulos na Lista de módulos aprovada;
(ii) Revisão do valor da PA Outros Ajustes referente à diferença entre o encargo conexão publicado
na REH 2725/2020 e o do Despacho 1698/2021;
(iii) Revisão da PA Outros Ajustes relativa à apuração por transferência de DIT de uso exclusivo de
modo a contemplar os efeitos retroativos no recebimento de receitas dos Contratos nº
002/2019 (COPEL-GT/Votorantim) e nº 001/2020 (COPEL-GT/Petrobras);
(iv) Que seja corrigido o usuário das DIT da CGT Eletrosul às quais a UHE GBM está conectada de
Copel Geração S.A. para F.D.A. Geração de Energia S.A.;
(v) Que a proporção das receitas de O&M relativas à Portaria 579/2012.
(vi) Exclusão de módulos associados a equipamento substituído e demais alterações.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto, segue-se que:
•
Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será
tratada no processo nº 48500.005613/2021-61.
•
Item (ii): Acatado. De fato, a composição das diferenças de receitas estava considerando as
receitas "Ativas" e "Previstas". O caso foi tratado como de repercussão geral e os valores foram
recalculados.
•
Item (iii): Acatado. Como demonstrado pela transmissora, os valores devolvidos aos consumidores
da COPEL-D devem ter contrapartida atribuída aos novos usuários das instalações para que a
COPEL-GT não tenha os valores que lhe são devidos devolvidos. Ainda, de ofício, o cálculo da PA
original foi refeito para que fossem incluídas as receitas do período integral após a transferência
dos usuários. Para atender ao pleito, serão incluídas duas novas PA para que os novos usuários
(Votorantim e Petrobrás) paguem pelo período retroativo a seu uso. O quadro abaixo sintetiza as
operações processadas:

Grupo Observação para lançamento Valor
PA para devolução à COPEL D em função da transferência de
uso de instalações para as empresas Votorantim (CCT Copel
GeT / Votorantim – Nº 002/2019) e Petrobrás (CCT Copel GeT /

GRP CURITIBA NORTE - COPEL-D(1) Petrobras – Nº 001/2020). -R$ 2.120.758,33
PA para pagamento do período retroativo de 1/6/2019 a
30/6/2021 pelo agente Votorantim (CCT Copel GeT /

GRP PILARZINHO - VOTORANTIM Votorantim – Nº 002/2019). R$ 1.361.020,67

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.

Grupo Observação para lançamento Valor
PA para pagamento do período retroativo de 1/1/2019 a
30/6/2021 pelo agente Petrobras (CCT Copel GeT / Petrobras –

GRP S.MATEUS SUL - PETROBRÁS Nº 001/2020). R$ 759.737,66
Nota (1): foi escolhido o grupo GRP CURITIBA NORTE - COPEL-D para que fosse processada a devolução dos valores
pagos pelos consumidores da COPEL-D.
• Item (iv): Acatado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora deve ser atendido.
Assim, os usuários dos equipamentos de IdeMdl 2665, 2666, 2668 e 2669 foram alterados para
F.D.A. Geração de Energia S.A.;
• Item (v): Acatado parcialmente. Quanto ao pedido para exclusão de receitas, salienta-se que,
conforme análise para qual foi definida repercussão geral, as receitas associadas ao IdeRct 100417
foram excluídas. Ainda, foram processados os demais ajustes relativos às receitas das Portarias nº
579/2012 e nº 120/2016. Quanto ao pedido de alterações, o mesmo foi analisado pela SCT e
definido como regularização de ativos. Assim, a referida regularização de ativos será tratada no
processo 48500.005613/2021-61.

ANEXO B6
RECLAMANTE: Concessionárias TBE (Transmissoras Brasileiras de Energia)
•
Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A. – EATE
• Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. – EBTE
• Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A. – ENTE
• Empresa Santos Dumont de Energia S.A. – ESDE
• Sistema de Transmissão Catarinense S.A. – STC
• Companhia Transirapé de Transmissão – TRANSIRAPÉ
PROTOCOLO: 48513. 020304/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021
RECLAMAÇÃO: O grupo econômico faz as seguintes reclamações:
(i) Para as transmissoras EATE e ENTE, foi utilizado o índice de atualização errado na "PA Reforços
Peq. Porte". Ao invés de IGPM, foi utilizado o IPCA;
(ii) Os valores correspondentes à Parcela Variável "PV" considerados na PA Apuração de Rede Básica
divergem dos apurados nos AVC do ONS para as transmissoras EBTE, ESDE e ETSE e Transiparé;
(iii) Não foi localizada PA do valor de Ajuste referente ao "descasamento das REH das distribuidoras
versus as REH das transmissoras";
(iv) Não foram localizas as memórias de cálculo da PA Outros Ajustes das DIT e RB da ESDE;
(v) Não foram fixadas receitas de reforços pela REH 2.892/2021 das transmissoras EATE e Transiparé.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
• Item (i): Acatado. O erro identificado realmente ocorreu e as respectivas PA foram ajustadas.
• Item (ii): Acatado parcialmente. Como os efeitos de eventuais valores divergentes entre os AVC e
os valores informados pelo ONS são neutros na PA Apuração, o cálculo não foi afetado. Assim, não se
procedeu a qualquer ajuste. De toda forma, o ONS foi notificado da reclamação para verificar se existe
qualquer problema em seu sistema de contabilização.
• Item (iii): Negado. Na verdade, a PA reclamada não existe. Salienta-se que a diferença de valores
que ocorre devido ao descasamento entre a data de homologação da receita da transmissora
(homologação da RAP) e sua efetiva possibilidade de cobrança (data de aniversário contratual da
distribuidora usuária) é atualizada dentro do processo que homologa as tarifas da respectiva
distribuidora. Se procedêssemos com outro ajuste em função da dita concatenação, haveria pagamentos
em duplicidade.
•
Item (iv): Acatado. Ambas as PA questionadas se referem ao cálculo da Primeira parcela de quatro
(01/04) devido à postergação da revisão (RBL/RPEC) e, de fato, o arquivo com o racional de cálculo não
se encontrava entre os arquivos que deveriam estar disponíveis. O arquivo foi encaminhado por e-mail
ao representante do grupo econômico e os arquivos disponibilizados nas páginas das REH nº 2.895/2021
e nº 2.959/2021.
•
Item (v): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando Nº
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), a análise do referido mérito não deve ser apreciada
no âmbito do processo de reajuste, mas no processo específico que analisa os recursos à REH nº
2.892/2021.

ANEXO B7
RECLAMANTE: FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A.
PROTOCOLO: 48513.020346/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a transmissora reclama que:
(i) Há erro material no cálculo da RAP relativa à trajetória da receita associada ao 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 (RBNI e RMEL) na SE Itumbiara (IdeRct
110076, 113875 e 113883) na lista de módulos 2021-2022.
(iv) Equipamentos classificados como RBNIA e que entraram em operação no ciclo 2020/2021 não
foram alterados para RBNI, o que afetou a RAP corrente (permanece prevista) e a PA Apuração
(devolve valores que não deveria).
(v) Os impactos do recurso administrativo contra a REH nº 2.892/2021 (RAP e PA das Instalações
Autorizadas sem RAP prévia) devem ser considerados.
(vi) O recurso ao resultado do DSP nº 1.698/2021 (recurso à RAP do ciclo 2020-2021) seja
considerado na RAP do ciclo 2021-2022. No caso, foi provido, mas o resultado (Anexo IV da
Nota Técnica nº 112/2021-SGT/ANEEL) estava errado.
(vii) O 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). A ANEEL considerou os
equipamentos Ativos e Previstos, quando deveria ter considerado apenas os Ativos.
(xviii.1) Os valores correspondentes à Parcela Variável "PV" não foram considerados no cálculo da PA
Apuração de RB;
(xviii.2) O valor da Receita Apurada pelo ONS na PV de 11/2020 do CC 016/2012 diverge do valor do
AVC na PA Apuração de RB. Deveria constar -R$ 124.415,19.
(xviii.3) O valor TOTAL da Receita Apurada pelo ONS para o CC 034/2001 diverge do valor do AVC na
PA Apuração de RB;
(xviii.4) O valor das rubricas "Parcela de Ajuste do Ciclo Anterior" e "Receita Melhorias" da Receita
Apurada pelo ONS estão invertidas na PA Apuração de RB do item anterior.
(xviii.5) Em complemento ao item xviii.3, os valores da rubrica "Parcela de Ajuste do Ciclo Anterior"
da Receita Apurada pelo ONS estariam inconsistentes nas competências 02 e 03/2021.
(xviii.6) A memória de cálculo, em Excel, com maior detalhamento e abertura das obras e valores das
receitas consideradas para os cálculos da PA Apuração (RB e RBF) não foi disponibilizada.
(xviii.7) Furnas reclama que na PA Apuração de RB do CC 062/2001:
•
A "RMELP", no valor total de R$ 3.910.376,59, não foi considerada na "Receita Permitida
(ANEEL)", apesar deste montante ter sido considerado nas "Receitas Apuradas (ONS)".
Ressalta-se que essas melhorias possuem Termos de Liberação emitidos. Ver Tabela 16 do
recurso de Furnas.
• Os valores das receitas associadas à "RBNIA" e "Retroativo RBNIA" relativas as "Receitas
Apuradas (ONS)" da PA Apuração de RB do CC 062/2001 deveriam ser considerados também

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
para os cálculos das "Receitas Permitidas (ANEEL)". A Tabela 17 do Recurso apresenta os
Reforços da Rede Básica que tiveram TL emitidos ao longo do ciclo 2020/2021.
•
O valor da rubrica RBNIA de 06/2020 da PA Apuração de RB do CC 062/2001 (R$ 99.672,46)
está muito diferente do estimado por Furnas e do valor da Receita Apurada (ONS), de R$
3.578.439,74. A Tabela 18 do Recurso tem abertura desse valor.
(xviii.8) Furnas solicitou a memória de cálculo da rubrica "RBNI" de 06/2020 da Receita Permitida
(ANEEL), considerada no cálculo da PA Apuração de RB.
(ix) Na PA Apuração de RBF, Furnas indicou diversas inconsistências relacionadas à
desconsideração de diversos TL (Tabelas 19, 21 e 22 do Recurso).
(x) Foi indicado erro material na "PA – Financeiro Melhorias" associada ao CC nº 062/2001.
(xi) Identifica possível erro na atualização da PA Revisão da Base Incremental (Retroatividade e
Postergação).
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
•
Item (i): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021.
•
Item (ii): Acatado. Em virtude da revisão dos valores das referidas rubricas, descrita no item
III.4.4, e da revisão dos valores de ajuste relativas às substituições e desativações de
equipamentos, os valores dos componentes (econômico e financeiro) da PRT 120 foram
reajustados.
•
Item (iii): Acatado. Após análise, erros de cadastro no banco de dados do Siget foram corrigidos
e as referidas receitas foram consideradas normalmente no fluxo de geração de receitas.
•
Item (iv): Acatado parcialmente. No caso dos TL da SE Campos (obra T2017-071), os mesmos
foram cadastrados após o processo ordinário da RAP (REH nº 2.895/2021). No caso da SE
Marimbondo (obra T2017-075), os TL foram cadastrados em 25 de março de 2022. Após o
carregamento dos referidos TL para a base de dados, as obras foram consideradas no
resultado. Observação apenas para a receita requerida por Furnas para o MG 345 kV CAMPOS
MG1 RJ (IdeMdl 6006) e relativa à receita de IdeRct 111765 (Complemento do módulo geral
da SE Campos para adequação no pátio de 138 kV), pois o TLDONS/335/10/2020 não se referiu
a esta obra.
• Item (v): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando Nº
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), a análise do referido mérito não deve ser
apreciada no âmbito do processo de reajuste, mas no processo específico que analisa os
recursos à REH nº 2.892/2021. Assim, esclarecemos que os ajustes que porventura tenham
ocorrido nas referidas receitas em virtude de recursos ao ato de homologação foram
considerados na seção III.4.3, como repercussão geral ao processo, mas não como item cujo
mérito seja, objetivamente, tratado no processo de reajuste.
•
Item (vi): Acatado. Conforme Nota Técnica nº 112/2021-SGT/ANEEL:
236. 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.

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
237. 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.
238. Assim, entendemos que esse pedido deve ser deferido.
Contudo, a referida PA não foi atualizada por ocasião do fechamento do ciclo 2020-2021 no
Siget. Dessa forma, a referida diferença foi atualizada e o valor final de R$ 1.390.437,25 foi
incluído como PA outros ajustes no presente ciclo.
•
Item (vii): Acatado. O item foi analisado como repercussão do geral do processo de análise de
recurso à REH nº 2.895/2021 (ver item III.4.2 do corpo desta análise).
•
Item (viii.1): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021.
•
Item (viii.2): Negado. O valor da rubrica PV na PA Apuração – RB para o Contrato 016/2012, de
fato, conforme informação prestada pelo ONS é -R$ 103.239,00. O valor requerido pela
transmissora, de -R$ 124.415,19 se refere ao somatório das PV de RB e RBF para o Contrato
em questão.
•
Item (viii.3) a (viii.5): Acatado. A receita final apurada pelo ONS foi corrigida. A inversão entre
as rubricas "Parcela de Ajuste" e "Receita Melhorias" foi realizada. Os valores inconsistentes
de PA para os meses de 02/2021 e 03/2021 foram ajustados.
•
Item (viii.6): Acatado parcialmente. Embora a SGT corrobore com a necessidade da
transmissora, existe inviabilidade técnica atualmente para que esse pleito seja atendido.
Contudo, no momento, estudamos alternativa a fim de que o acesso das transmissoras seja
possível em momento futuro.
• Item (viii.7): Parcialmente acatado. Por ocasião da retificação da REH nº 2.895/2021, parte dos
pleitos do agente com relação à PA Apuração foi acatado. Faltou a verificação de eventuais TL
não considerados e a análise das divergências conceituais das receitas questionadas. Assim, foi
realizado, pela SFE, trabalho de conformidade dos TL emitidos pelo ONS e sua consideração no
reajuste. Devido a isso, foram processados eventuais cadastramentos dos faltantes.
Com relação às demais dúvidas, reforçamos os esclarecimentos prestados pela Nota Técnica
nº 06/2017-SGT/ANEEL, que subsidiou a análise dos recursos administrativos interpostos

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
contra a Resolução Homologatória nº 2.098, de 28 de junho de 2016, de que as diferenças
apontadas pela concessionária para as rubricas RBNI e RBNIA devem-se a uma diferença na
classificação das parcelas de RAP, pois a ANEEL considera como RBNI as parcelas que constam
no despacho que homologa o resultado final do ciclo da RAP anterior (pós recursos) adicionada
as parcelas de RAP associadas às instalações que tiveram a operação comercial reconhecida.
•
Item (viii.8): Acatado. A memória de cálculo foi fornecida por e-mail.
•
Item (ix): Acatado. Existiam, de fato, equipamentos que entraram em operação durante o ciclo
2020-2021 e que não foram considerados no Siget quando do fechamento ordinário do ciclo
2021-2022. Assim, após carregamento dos referidos TL, o somatório da referida rubrica foi
ajustado.
•
Item (x): Acatado. O erro material foi corrigido e definida repercussão geral. O item III.4.4 da
presente análise descreve a análise do pleito.
• Item (xii): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021.

ANEXO B8
RECLAMANTES: Nordeste Transmissora de Energia S.A. – TAESA/NTE
São Pedro Transmissora de Energia S.A. – SÃO PEDRO
Mariana Transmissora de Energia Elétrica S.A. – MARIANA
PROTOCOLO: 48513.020235/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 28/7/2021
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, o grupo econômico reclama que:
Para a NTE:
(i) Ausência do reforço autorizado por meio da REA n° 4.347, de 24 de setembro de 2013, na SE
Angelim II.
(ii) A "data de fim de vigência" do módulo IdeMdl 6149 estaria descrita como 8/7/2020, o que
gerou PA negativa indevida e reduziu a RAP.
Para SÃO PEDRO
(iii) Os módulos de IdeMdl nº 38702 e nº 38703 são de propriedade da CHESF (Contrato de
Concessão nº 61/2001) e não da SÃO PEDRO.
Para MARIANA
(iv) Erro na PA Apuração da transmissora MARIANA devido à desconsideração da RBL associada ao
Contrato nº 011/2014 na competência de 06/2020.
De forma geral:
(v) O grupo econômico requer a revisão da metodologia de atualização dos valores da PA, para
que fosse considerada a forma de atualização "mensal" ao invés da "anual".
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
• Item i: Negado. Conforme análise da SCT (Memorando nº 255/2021-SCT/ANEEL – SIC
48526.006023/2021-00), "o pedido da transmissora não procede, pois, a receita foi corretamente
cadastrada e sua amortização foi realizada no prazo de 5 anos, findando em 2020".
• Item ii: Negado. Conforme lista de módulos disponibilizada nas REH nº 2.895/2021 e nº 2.959/2021
as receitas associadas ao módulo IdeMdl 6149 possuem "data de fim de vigência" estabelecidas em
18/12/2029 e 21/01/2032.
• Item iii: Acatado. A SCT (Memorando nº 255/2021-SCT/ANEEL – SIC 48526.006023/2021-00)
confirmou que os módulos IdeMdl nº 38702 e nº 38703 são de propriedade da CHESF. Logo, as
receitas zeradas, atribuídas à SÃO PEDRO, foram excluídas da lista de módulos.
•
Item iv: Acatado. O equívoco foi corrigido por ocasião da retificação da RAP, homologada pela REH
nº 2.959/2021.
•
Item v: Negado. A Diretoria já analisou esse pleito em requerimentos anteriores da TAESA e, em todas
as oportunidades, decidiu por negar-lhe provimento. Nossa última análise da referida questão para a
TAESA foi realizada por meio da Nota Técnica nº 112/2021/SGT/ANEEL15, de 1º de junho de 2021,
onde citamos que "o Submódulo 9.3 do Proret, aprovado por meio da Resolução Normativa nº 774,
15 Documento SicNet 48581.000876/2021-00.

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
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."
Nesse sentido, a metodologia ANUAL de ajuste de receitas na PA Apuração da TAESA/NTE e MARIANA
estão de acordo com a regra desse Submódulo, bem como a MENSAL aplicada à SÃO PEDRO.

ANEXO B9
RECLAMANTE: Neoenergia S/A, representando 7 transmissoras de seu grupo econômico.
PROTOCOLO: 48513.020327/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, o grupo Neoenergia solicita:
(i) O recálculo da PA Apuração das transmissoras do grupo em função da desconsideração da
Parcela Variável;
(ii) A inclusão das "PA Outros Ajustes" entre as "Parcelas de Ajuste do ciclo anterior", para o mês
de 06/2020 do cálculo da PA Apuração.
(iii) O recálculo da PA Apuração da transmissora Neoenergia Dourados Transmissão de Energia
Elétrica S.A. (Contrato de concessão nº 025/2017).
(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.
(v) Revisão da atualização monetária das diferenças da PA Apuração da Neoenergia Sobral
Transmissão de Energia S.A.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
•
Item (i): Acatado. De fato, a rubrica "Parcela Variável" não constava nas Receitas Permitidas
(ANEEL) no cálculo da PA Apuração homologado pela REH nº 2.895/2021. Esse pleito foi
contemplado na retificação publicada por meio da REH nº 2.959/2021.
•
Item (ii): Negado. No caso da competência 06/2020, a PA Apuração compara os valores faturados
pelo ONS com os valores homologados pelo Despacho nº 1.355/2020 (e não com os valores
homologados pela REH nº 2.565/2019). Assim, verifica-se que o cálculo da rubrica questionada
está correto em todas as transmissoras. O problema foi entender que os valores efetivamente
faturados tinham que ser comparados com os valores antes da análise dos recursos.
•
Item (iii): Acatado. O TL referente às obras da LT 230 kV Campo Grande 2 – Imbirussu C2 foi
cadastro no Siget apenas após a aprovação da RAP. Assim, deve-se proceder com o recálculo da
PA Apuração questionada.
•
Item (iv): Acatado. Embora o TLDONS/241/7/2020 tenha sido carregado corretamente, o módulo
MG 525 kV BIGUACU MG2 SC, IdeMdl 30978, não foi considerado "Em operação" pelo Siget, o que
gerou a diferença reclamada. Assim, deve-se proceder com o recálculo da PA Apuração
questionada.
• Item (v): Negado. O método de atualização constante no Contrato nº 044/2017 é IPCA ANUAL,
uma vez que não explicita forma diversa. Esse entendimento está alinhado com decisões
anteriores tomadas pela ANEEL. Em manifestações anteriores, como a realizada pela Nota Técnica
nº 112/2021/SGT/ANEEL16, de 1º de junho de 2021, citamos que "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."
16 Documento SicNet 48581.000876/2021-00.

ANEXO B10
RECLAMANTE: Companhia Paulista de Transmissão de Energia Elétrica – CTEEP
PROTOCOLO: 48513.020352/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a transmissora requer:
(i) Que as novas instalações autorizadas pela REA nº 9.187/202020 sejam incluídas na lista de
módulos;
(ii) Que vários ajustes na lista de módulos, incluindo alteração do nome de instalações, tipo de uso,
reclassificações e identificação de FT diversa da cadastrada, sejam processados;
(iii) Que a situação da receita de IdRCt 119263 seja alterada para "Ativa";
(iv) Que sejam excluídas as receitas duplicadas relativas ao módulo de IdMdle 12296 e que os valores
da duplicação sejam rateados nos novo módulos;
(v) Que os valores da RAP de O&M estabelecidos sejam revistos.
(vi) Que os valores do Componente Econômico da RBSE sejam revisados.
(vii) Que a proporção da RAP, por nível de tensão, seja revista.
(viii) Que a diferença entre a PA atribuída aos encargos de conexão publicados na REH nº 2.725/2020 e
no Despacho nº 1.698/2021 (após recursos) seja revista;
(ix) Que a PA Apuração de RB seja revista pois:
(a) faltam as rubricas relativas à PV;
(b) foram desconsiderados 6 módulos; e
(c) a rubrica RMEL das competências do ciclo 2020-2021 não estão de acordo com o Despacho nº
1.698/2021.
(x) Que a PA Apuração de RBF seja revista pois:
(d) o valor do pagamento base das receitas RCDM para a DIT Compartilhada estão em desacordo
com o Anexo I do Despacho nº1.698/2021; e
(e) a FT com "IdeMdl" 31748 e "IdeRct" 111966 foi classificada como prevista.
(xi) Retificação da PA Revisão; e
(xii) Inclusão de PA definidas pelas REA nº 10.144/21, 10.201/21 e 10.201/21.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto, seguem análises pontuais dos
pleitos:
•
Item (i): Acatado. Os equipamentos relacionados careciam de ajustes de cadastro. Após
intervenções da SCT, os equipamentos devem ser contemplados.
•
Item (ii): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à regularização de
ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende que o tema deve ser
tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será tratada no processo nº
48500.005614/2021-14.
•
Item (iii): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021.
•
Item (iv): Acatado. Conforme entendimento estabelecido com a área de concessões, o caso trata
de substituição parcial de receitas. Logo, as receitas questionadas, de fato, devem ser excluídas da lista
de módulos e a receita redistribuída entre os módulos restantes quando se tratar de receitas relativas ao

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
componente financeiro da Portaria nº 120/2016. Contudo, foram identificados pela SCT problemas
semelhantes em outras substituições, embora o tratamento não necessariamente seja o mesmo. Por isso,
foi definida Repercussão Geral e seu tratamento consta na instrução (item III.4.1).
•
Item (v): Negado. O mérito do questionamento está fora do objeto de análise do processo de
reajuste, embora seja afetado por ele. Devido à reanálise do processo de revisão (item III.4.4 da parte de
análise), foi estabelecida Repercussão Geral e seu tratamento consta na instrução.
•
Item (vi): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021.
•
Item (vii): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021.
•
Item (viii): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021.
•
Item (ix): Acatado.
(a) acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021.
(b) acatado. Conforme quadro abaixo, algumas instalações estavam, de fato, sem o devido
cadastramento dos TL no Siget, o que inviabilizou o carregamento dos dados para a devida apuração.
Todavia, outras estavam com seu cadastramento e carregamento efetivados. Assim, procedeu-se com o
cadastramento e carregamento dos que estavam faltando.
Módulo Considerado na REH nº 2895/2021 Motivo

13841 Não TL não cadastrado no Siget até a data de
processamento do reajuste.

14174 Não TL não cadastrado no Siget até a data de
processamento do reajuste.

12296 Sim A receita do módulo 12296 já constava na
apuração.

5985 Não TL não cadastrado no Siget até a data de
processamento do reajuste.

21035 Não TL não cadastrado no Siget até a data de
processamento do reajuste.

5990 Não TL não cadastrado no Siget até a data de
processamento do reajuste.

14163 Não TL não cadastrado no Siget até a data de
processamento do reajuste.
[revisão autotutelar processada no recurso]
Todos os carregamentos foram processados e o resultado geral consta na versão final pós recursos.
c) Acatado. O resultado está associado à não-consideração dos módulos 13841 e 14174, uma vez
que estes possuíam receitas de melhorias autorizadas pela REA nº 7.952/2019 e que não haviam
sido consideradas originalmente (IdeRct 115364 e 115365).
•
Item (x): Acatado parcialmente. O item (d), de fato, mostrou-se devido. Na PA Apuração
"CTEEP_059-2001_GRP EQP 138-88 kV SP", as parcelas de RCDM dos meses de 07/2020 a 03/2021
estavam incorretas. Os valores foram ajustados, o que representou uma diferença de R$ 47.883,40.

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
O item (e) de suas considerações mostrou-se indevido, pois a FT com "IdeMdl" 31748 e "IdeRct" 111966
estava classificada como ativa desde a lista de módulos aprovada pela REA nº 2.895/2021. O arquivo
"CTEEP_059-2001_GRP EQP 138-88 kV SP_ revisão" traz a memória do ajuste.
•
Item (xi): Negado. O mérito do questionamento está fora do objeto de análise do processo de
reajuste, embora seja afetado por ele. Devido à reanálise do processo de revisão (item III.4.4 da parte de
análise)), foi estabelecida Repercussão Geral e seu tratamento consta na instrução.
•
Item (xii): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021.

ANEXO B11
RECLAMANTE: Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte
PROTOCOLO 1: 48513.020344/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
PROTOCOLO 2: 48513.022864/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 23/08/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a Eletronorte argumenta que:
(i) Há erro material no cálculo da RAP relativa à trajetória da receita associada ao O&M da
PRT nº 579;
(ii) Há incompatibilidade de obras planejadas, sendo necessário incluir as alterações realizadas
pela REA nº 8.994/2020;
(iii) Há diferença entre a análise dos recursos e a REH nº 2.725/2020;
(iv) Há diferença na PA Postergação da revisão de 2020; e
(v) Há diferença na PA referente ao resultado dos Pedidos de Reconsideração em face das REH
nº 2.702/2020 (Revisão 2018 - Contratos Licitados - Reforços e Melhorias) e nº 2.705/2020
(Revisão 2019 - Contratos Licitados - Reforços e Melhorias.)
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
•
Item (i): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021.
•
Item (ii): Acatado. Após diálogo com a SCT, restou comprovado que faltava a identificação das
obras incluídas na REA nº 8.348/2019 pela nova redação do ato, autorizada pela REA nº
8.994/2020. O cadastro foi atualizado pela área de concessões.
• Item (iii): Acatado. O pleito foi atendido no âmbito da REH nº 2.959/2021.
• Item (iv): Negado. O mérito do questionamento está fora do objeto de análise do processo de
reajuste, embora seja afetado por ele. Devido à reanálise do processo de revisão (item III.4.4), foi
estabelecida Repercussão Geral e seu tratamento consta na instrução.
• Item (v): Negado. O mérito do questionamento está fora do objeto de análise do processo de
reajuste, embora seja afetado por ele. Devido à reanálise do processo de revisão (item III.4.4), foi
estabelecida Repercussão Geral e seu tratamento consta na instrução.

ANEXO B12
RECLAMANTE: Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – CHESF
PROTOCOLO: 48513.020301/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a Chesf requer que:
(i) O recurso ao resultado da REH nº 2.892/2021 (estabelecimento de RAP referentes a reforços
autorizados sem RAP Prévia) seja considerado no recurso da RAP, ciclo 2021-2022.
(ii) Sejam revisados os cálculos de ICG demostrados em sua análise.
(iii) Sejam consideradas as PA associadas à O&M de instalações transferidas à Chesf que especifica;
(iv) Sejam canceladas as PA associadas ao seccionamento da LT 230 kV João Câmara II – Extremoz II,
na SE Ceará Mirim II, informadas à SCT pelo Memorando nº 137/2021-SCT/ANEEL, em função da carta CESRR-047/2021 (48513.015975/2021-00)
(v) Seja revista a decisão de descontratação de equipamentos associados à SE Currais Novos II 138/69
kV;
(vi) Seja revisto o cálculo relativo às instalações transferidas pelo Despacho nº 748/2020, pois, em seu
entendimento, o componente econômico da Portaria MME nº 120, de 2016, deveria ser re-rateado e,
principalmente, que a receita de O&M a ser cancelada deveria considerar como limite de receita associada
às DITs transferidas, qual seja R$ 920.248,84 (ref. junho/2020).
(vii) O cálculo das instalações de RBF ou DIT-C que entraram em operação comercial com pendência
não impeditiva própria sejam revistos.
(viii) O valor da PA Apuração "CHESF-061-2001GRP 69 kV ITABAIANINHA SE" seja considerado nos
arquivos "Lista PA" e "ANEXO VI – PA".
(ix) Seja excluída a PA Outros Ajustes referente aos custos de operar, manter, desativar, desmontar e
desmobilizar os ativos de responsabilidade de Furnas Centrais Elétricas S.A. e a implantar reforços, na
Subestação Barreiro 1, conforme Memorando nº 138/2021–SCT/ANEEL (48526.002959/2021).
(x) Seja revista, em função de incorreção na atualização monetária, a PA Anuidade relativa às
melhorias de pequeno porte.
(xi) Seja revisto o valor da segunda parcela de três (02/03) referente à PA Revisão da Base Incremental
(Retroatividade e Postergação).
(xii) Seja analisada a divergência de valores das PA definidas para os grupos pagadores "N.S. SOCORRO230/69 kV" e "MACEIO II-230/69 kV", no Contrato nº 005/2012, nas planilhas "PA Desconto TLP RBF e
DITC - IPCA Mensal Final" e "Lista PA".
(xiii) Sejam considerados os TL que comprovam a operação de equipamentos nas SE Aquiraz II,
Camaçari II, Cotegipe e Recife II.
(xiv) Sejam revistos os percentuais de distribuição e receitas relativas aos Custos Operacionais definidos
pela PRT 579/2012.
(xv) Sejam consideradas as receitas homologadas pela REA nº 10.264/2021.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
•
Item (i): Negado. O pleito está fora do escopo do reajuste da RAP, embora o reajuste possa ter seu
resultado impactado pelo resultado do recurso à REH nº 2.892/2021. Sugerimos que, caso eventual
revisão da referida norma não seja considerada no reajuste, que a empresa entre contra este fato.
•
Item (ii): Acatado parcialmente. A análise dos pleitos foi realizada por meio da Nota Técnica nº
29/2022-SGT/ANEEL (SIC 48581.000830/2022-00), onde se concluiu pela aceitação parcial dos méritos
questionados.
Adicionalmente, informamos que foi publicada a REA nº 11.538, de 5 de abril de 2022, por meio da qual
os equipamentos abaixo foram revogados.

| Edificação | Módulo | IdeMdl |
| --- | --- | --- |
| JOAO CAMARA III | TR 500/138 kV JOAO CAMARA III TR5 RN | 27985 |
| JOAO CAMARA III | MG 138 kV JOAO CAMARA III MG1 RN | 23492 |
| JOAO CAMARA III | MC 500 kV TR 500/138 kV JOAO CAMARA III TR5 RN | 27986 |
| JOAO CAMARA III | MC 138 kV TR 500/138 kV JOAO CAMARA III TR5 RN | 27987 |
| JOAO CAMARA III | IB 138 kV MG 138 kV JOAO CAMARA III MG1 RN IB3 | 27988 |

•
Item (iii): Acatado. Os valores não foram considerados em face de sua aprovação em período
muito próximo ao fechamento do reajuste. Salienta-se que foi considerado, além dos valores pleiteados
pela transmissora, a PA homologada pela REA nº 10.264/2021 no valor de R$ 954.264,17 (ref.: 06/2020).
Abaixo, quadro com a síntese dos lançamentos:
PA atualizada – em R$

Ato Empreendimento (ref.: 06/2021)
Seccionamento da LT 230kV Barreiras II-Bom Jesus da Lapa, na

REA 10.198/2021 SE Tabocas do Brejo Velho 934.872,35
Seccionamento da LT 230kV Goianinha – Mussuré, na SE Santa

REA 10.199/2021 Rita II 57.920,34
Seccionamento da LT 230 kV Campina Grande II - Extremoz II,

REA 10.226/2021 na SE Campina Grande III 3.343.866,37
REA 10.229/2021 Seccionamento da LT 500 kV Messias - Recife II, na SE Suape I 178.267,87
Seccionamento da LT 230 kV Paulo Afonso III – Bom Nome C-2,

REA 10.264/2021 na SE Floresta II 1.031.140,32
•
Item (iv): Negado. O processo de reajuste deve considerar os atos aprovados pela Diretoria. Assim,
somente será possível proceder com o este pleito após análise da área técnica (SCT) e decisão do
colegiado da ANEEL que venha a reformular o ato original.
•
Item (v): Negado. Conforme entendimento da transmissora, as receitas dos equipamentos
associados à SE Currais Novos II 138/69, com base em sua carta CE-SOR-069/2019, devem ser mantidos
até 04/2022.
Diante desse contexto, salienta-se o que consta na Nota Técnica nº 26/2019 – SRT/ANEEL (sic
48552.000409/2019):

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
21. A desativação da subestação Currais Novos II 138/69/13,8 kV foi considerada
necessária devido à escassez de área para comportar a nova subestação Currais Novos
II 230/69 kV, a ser implantada. Essa conclusão foi resultado dos estudos de
planejamento e relatório encaminhado pela Neoenergia ao MME a partir de reunião
específica para definição da localização da nova subestação realizada em março de
2013, com a participação da ANEEL, CHESF e COSERN. Essas informações são parte dos
Relatórios enviados pelo MME e EPE para subsídio ao Leilão 05/2016 e compõe os
relatórios de referência para o Lote 9 desse Leilão, associados ao Edital.
[...]
24. A desativação da antiga subestação Currais Novos II 138/69 kV foi confirmada
então pelo Edital do Leilão nº 05/2016-ANEEL, no seu Anexo 6-09, que tratou do Lote 9
– "LT 230 kV Lagoa Nova II – Currais Novos II e SE Currais Novos II 230/69 KV. No referido
Edital, item "1.2. – Configuração Básica" está descrito que "o local destinado à instalação
da Subestação Currais Novos II está indicado nos relatórios de planejamento", no mesmo
terreno onde "está localizada a Subestação Currais Novos II 138/69 kV, sob concessão
da Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – CHESF, que será desativada após a
implantação da Subestação Currais Novos II 230/69 kV".
Diante do exposto não há sustentação para que a SGT decida considerar as receitas pleiteadas, uma vez
que as mesmas não se encontram mais disponíveis, dada a implantação da Subestação Currais Novos II
230/69 kV.
• Item (vi): Negado. Apesar da argumentação da Chesf, consta no Submódulo 9.7 do Proret que o
equipamento que foi retirado de operação comercial ou transferido deve ter sua receita cancelada, por
esse motivo, entendemos que o primeiro entendimento está equivocado. Ainda, os custos de O&M foram
estabelecidos pelo Submódulo 9.1 do Proret e, portanto, os ajustes das receitas estabelecidas pela PRT
579/2016 devem respeitar os valores homologados.
•
Item (vii): Acatado. No processo de reajuste da RAP, ciclo 2021-2022, foram definidas PA relativa
os descontos nas parcelas de RAP associadas às instalações classificadas como Rede Básica de Fronteira e
DIT Compartilhada, que entrarem em operação comercial com Termo de Liberação Provisório – TLP com
pendência não impeditiva própria para o Contrato nº 017/2009. Contudo, conforme TLDONS/194/4/2021
e TLDONS/195/4/2021, apresentados pela Chesf, os equipamentos da SE NATAL III, que possuíam
pendência impeditiva própria, entraram em operação comercial definitiva em 11/04/2021. Assim, a
referida PA deve ser ajustada. A tabela abaixo detalha o ajuste realizados.
PA (R$) associada ao desconto para instalações classificadas como RBF ou DITC
que entraram em operação comercial com pendência não impeditiva própria.
REH nº
Recurso

Concessionária Contrato Grupo Pagador 2.895/2021
junho-21 junho-21

CHESF 017/2009 SANTA RITA II-230/69 kV -545.160,53 -545.160,53
CHESF 017/2009 NATAL III-230/69 kV -1.016.477,06 -800.927,27

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
PA (R$) associada ao desconto para instalações classificadas como RBF ou DITC
que entraram em operação comercial com pendência não impeditiva própria.
REH nº
Recurso

Concessionária Contrato Grupo Pagador 2.895/2021
junho-21 junho-21

CHESF 017/2009 ZEBU-230/69 kV -399.159,07 -399.159,07
GRP 69 kV ABAIXADORA

CHESF 017/2009 -32.671,80 -32.671,80
/ ZEBU
-
TOTAL do Contrato
-1.993.468,46 1.777.918,66
• Item (viii): Acatado. Esse pleito foi ajustado por ocasião da publicação da REH nº 2.959/2021, que
homologou a retificação da RAP para o ciclo 2021-2022.
• Item (ix): Acatado. Como bem observou a transmissora, o valor da PA relativa aos custos de operar,
manter, desativar, desmontar e desmobilizar os ativos de responsabilidade de Furnas Centrais Elétricas
S.A. e a implantar reforços, na Subestação Barreiro 1, conforme Memorando nº 138/2021–SCT/ANEEL
(48526.002959/2021), foi, na verdade, definido em duplicidade, para Cemig (devido) e para a Chesf
(indevido). Assim, este último lançamento foi cancelado.
•
Item (x): Acatado. No âmbito das análises realizadas por meio da Nota Técnica nº 013/2022-SGT
(sic 48581.000426/2022-00), as referidas PA foram atualizadas. Assim, seu resultado foi revisto e
atualizado.
•
Item (xi): Acatado. No âmbito das análises realizadas por meio da Nota Técnica nº 013/2022-SGT
(sic 48581.000426/2022-00), as referidas PA foram atualizadas. Assim, seu resultado foi revisto e
atualizado.
•
Item (xii): Acatado. A transmissora identificou divergência entre os valores das PA definidas para
os grupos pagadores "N.S. SOCORRO-230/69 kV" e "MACEIO II-230/69 kV", no Contrato nº 005/2012, nas
planilhas "PA Desconto TLP RBF e DITC - IPCA Mensal Final" e "Lista PA". Cabe salientar que os valores
constantes na planilha "PA Desconto TLP RBF e DITC - IPCA Mensal Final" referem-se à memória de cálculo
do referido ajuste, logo, são os que deveriam ter sido cadastrados no Siget. Por sua vez, a planilha "Lista
PA" resume os lançamentos efetivamente cadastrados. Assim, o Siget e, consequentemente, a planilha
"Lista PA", foram atualizadas para que os valores lançados estivessem de acordo com os efetivamente
calculados.
•
Item (xiii): Acatado parcialmente. Vejamos os casos citados pela transmissora:
(a) O módulo EL 230 kV CAMACARI II LT 230 kV CAMACARI II /COTEGIPE C-2 BA (IdeMdl 593) está
como previsto.
Acatado. No caso, o TLDON S/262/8/2020, indicado pela Chesf, ainda não havia sido cadastrado.
Após pedido à SFE, o mesmo foi cadastrado.

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
(b) O módulo EL 230 kV AQUIRAZ II LT 230 kV AQUIRAZ II /FORTALEZA C-143 CE (IdeMdl 24256) está
como previsto.
Negado. No caso, o TLDONS/364/10/2020, indicado pela Chesf, não se refere à obra requisitada.
Nesse caso, a obra se encontra liberada, conforme TLDONS/354/11/2021. Contudo, como entrou
em operação após início do ciclo atual, deve, de fato, ter a situação no início do ciclo 2021/2022
como previsto.
(c) Série de equipamentos da SE Cotegipe encontram-se previstos, quando estariam em operação
comercial.
Acatado. Após a revisão de TL realizadas pela SFE e nova rodada de carregamento dos mesmos
para a base de dados do Siget, as receitas que antes estavam como previstas estão ativas;
(d) Série de equipamentos da SE Recife II encontram-se previstos, quando estariam em operação
comercial.
Os TL identificados pela transmissora foram carregados para o BD do Siget, à exceção daqueles
que entraram em operação na competência 06/2021 em diante (IdeMdl 2471, 2480 e 2492).
Assim, as receitas dos equipamentos de IdeMdl 2480 e 2471 foram consideradas "ativas".
•
Item (xiv): Acatado. Esse pleito foi ajustado por ocasião da publicação da REH nº 2.959/2021, que
homologou a retificação da RAP para o ciclo 2021-2022.
• Item (xv): Acatado. Verificou-se que as receitas da REA nº 10.264/2021 não haviam sido
cadastradas. Assim, após contato com a área de concessões, as mesmas foram incluídas no Siget.

ANEXO B13
RECLAMANTE: Evrecy Participações Ltda. - Evrecy.
PROTOCOLO: 48513.020356/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a Evrecy argumenta que:
(i) Há necessidade de ajustes na lista de módulos para alteração de nomenclatura e ajustes
em módulos; e
(ii) Identificou a necessidade retificar os valores da PA – Apuração referentes à rubrica de
Parcela Variável.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
• Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14.
• Item (ii): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos
já considerados na REH nº 2.959/2021.

ANEXO B14
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Itapura S.A. – IE Itapura
PROTOCOLO: 48513.020366/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IE Itapura argumenta que:
(i) Há necessidade de ajustes na lista de módulos para alteração de nomenclatura e ajustes
em módulos; e
(ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
•
Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14.
•
Item (ii): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos
já considerados na REH nº 2.959/2021.

ANEXO B15
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Itaquerê S.A. – IE Itaquere
PROTOCOLO: 48513.020363/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IE Itaquere argumenta que:
(i) Há necessidade de ajustes na lista de módulos para alteração de nomenclatura e ajustes
em módulos; e
(ii) Há possível erro na PA Apuração devido à desconsideração do equipamento de IdMde
31341.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
• Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14.
• Item (ii): Acatado. Verificou-se que o MG 500 kV ARARAQUARA 2 MG6 SP, pertencente à FT MG
500 kV ARARAQUARA 2 MG6 SP, não fora cadastrado no Siget juntamente com os demais
equipamentos da FT, conforme indicados nos TLPONS/99/9/2020 e TLDONS/382/11/2020. Assim,
após ajustes processados pela SFE no Siget, a PA Apuração deve ser resolvida.

ANEXO B16
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Serra do Japi S.A. – IE Japi
PROTOCOLO: 48513.020370/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IE Japi argumenta que:
(i) Há necessidade de vários ajustes na lista de módulos (nomenclatura de equipamentos,
ajuste de tipo de equipamento, ajuste de usuário, inclusão de módulos, entre outros); e
(ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATADO PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
•
Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14.
•
Item (ii): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos
já considerados na REH nº 2.959/2021.

ANEXO B17
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Minas Gerais S.A. – IEMG
PROTOCOLO: 48513.020374/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IEMG argumenta que:
(i) A transmissora informa que faltou incluir o módulo MG 500 kV NEVES 1 MG2 MG na lista
de módulos do processo de reajuste 2021-2022; e
(ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATADO PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
•
Item (i): Negado. Conforme entendimento da SCT, o Leilão não possui receita associada a tal
equipamento. Recomendamos que, caso a transmissora deseje prosseguir com esse pedido, que
entre com o pleito junto à SCT.
•
Item (ii): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos
já considerados na REH nº 2.959/2021.

ANEXO B18
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Pinheiros S.A. – IE Pinheiros
PROTOCOLO: 48513.020371/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IE Pinheiros argumenta que:
(i) Há necessidade de vários ajustes na lista de módulos (nomenclatura de equipamentos,
ajuste de tipo de equipamento, ajuste de usuário, inclusão de módulos, entre outros);
(ii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS; e
(iii) A PA Autorizada sem RAP Prévia considerou data equivocada da entrada em operação da
SE Getulina.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATADO PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
•
Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14.
•
Item (ii): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos
já considerados na REH nº 2.959/2021.
• Item (III): Acatado. A SCT, por meio do Memorando nº 255/2021-SCT/ANEEL (SIC
48526.006023/2021-00) analisou também o fato e verificou que a data para cálculo da PA deveria
ser a indicada pela transmissora. Assim, verificou-se que, de fato, foi considerada data errada no
cálculo da PA Autorização Sem RAP Prévia relativa aos equipamentos da SE Getulina. Após
alteração da data de entrada em operação para 24/8/2020, o valor da PA para o grupo pagador
Rede Básica foi alterado para R$ 54.805,19 e para o grupo pagador GRP GETULINA – CPFL foi
alterado para R$ 559.525,42, conforme consta no arquivo "Diversas - PA Reforços Peq. Porte -
IPCA - Mensal_ recurso à REH 2895.2021".

ANEXO B19
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Sul S.A. – IESul
PROTOCOLO: 48513.020372/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IESul argumenta que:
(i) Há necessidade de vários ajustes na lista de módulos (nomenclatura de equipamentos,
ajuste de tipo de equipamento, ajuste de usuário, inclusão de módulos, entre outros);
(ii) A PA Apuração de RB do Contrato nº 013/2008 considerou valores de Parcela de Ajuste do
Ciclo Anterior diferentes dos homologados pela ANEEL no Despacho nº 1.698/2021; e
(iii) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATADO PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
•
Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14.
•
Item (ii): Negado. Conforme arquivos "Anexo IV – PA" e "Lista PA" disponíveis na página do
Despacho nº 1.698/2021, os valores mensais da Parcela de Ajuste do Ciclo Anterior referentes à
RB são, de fato, R$ 6.704,85. Logo, os valores constantes na planilha "IESUL_013-2008_Rede
Básica.xls" estão corretos.
• Item (iii): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos
já considerados na REH nº 2.959/2021.

ANEXO B20
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Tibagi S.A. – Tibagi
PROTOCOLO: 48513.020373/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IE Tibagi argumenta que:
(i) Há necessidade de vários ajustes na lista de módulos (nomenclatura de equipamentos,
ajuste de tipo de equipamento, ajuste de usuário, inclusão de módulos, entre outros);
(ii) A PA Apuração relativa ao Contrato nº 026/2017 está equivocada em função da não
consideração do valor atualizado do primeiro termo aditivo ao respectivo contrato, a
valores de 06/2021; e
(iii) A "PA Outros Ajustes" possui erros de atualização do índice utilizado (considera os
números-índice de 10/2016 a 05/2021, quando o correto seria de 09/2016 a 05/2021.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATADO PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
•
Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14.
•
Item (ii): Acatado. De fato, no cálculo da apuração, o Siget não considerou as receitas alteradas
por meio do Despacho nº 3.058/2020. Assim, procedeu-se com recálculo das PA Apuração de Rede
Básica e Rede Básica de Fronteira (ROSANA-230/138 kV). Em seu pleito, a IE TIBAGI considera uma
nova RAP de R$ 15.984.615,00. Contudo, o valor efetivamente homologado pelo Despacho nº
3.058/2020 foi de R$ 15.894.615,00. Dessa forma, os valores foram alterados conforme abaixo:

PA Apuração revisada Valor original Novo valor
IE TIBAGI_026-2017_Rede Básica - R$ 144.239,38 - R$ 814.457,86
IE TIBAGI_026-2017_ROSANA-230-138 kV - R$ 340.516,83 - R$ 1. 145.406,25
•
Item (iii): Acatado. De fato, no cálculo da PA Outros Ajustes relativo à RBF (ROSANA-230/138 kV)
não foi considerada a receita estabelecida pelo Despacho nº 3.058/2020 e sua correta atualização.
Após tratamento da informação, o valor foi alterado de (-) R$ 55.463,73 para (-) R$ 48.809,68.
As memórias de cálculo acompanham os anexos da análise. No caso das PA Apuração, os arquivos
chamam-se "IE TIBAGI_026-2017_Rede Básica_ revisão" e "IE TIBAGI_026-2017_ROSANA-230-138
kV_ revisão". Por sua vez, o recálculo da PA Outros Ajustes revisada consta no arquivo "PA
Desconto TLP RBF e DITC - IPCA Anual Final_ revisão".

ANEXO B21
RECLAMANTE: Ourilândia do Norte Transmissora de Energia S.A. – ONTE.
PROTOCOLO: 48513.020349/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a ONTE solicita que:
(i) Seja incluída a PA relativa ao SMF (Anexo II da REA nº 10.032/2021), devidamente atualizada;
(ii) Que as PA fixadas pela referida REA nº 10.032/2021 sejam segregadas;
(iii) Que sejam considerados os efeitos dos recursos ao Despacho nº 1.498/2021 e Resolução
Autorizativa nº 10.032/2021; e
(iv) Que seja determinado ao ONS, por meio de ofício, a correção dos valores e adoção das
providências de operacionalização.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos.
•
Itens (i) e (ii): Acatado. O pleito do agente nos itens (i) e (ii) é para que as PA fixadas em atos
normativos sejam respeitadas. Assim, verificou-se que foi acatado pela REH nº 2.959/2021.
Contudo, salienta-se, nesse caso, que a REA nº 10.032/2021 foi retificada pela REA nº 11.279, de
08.03.2022. Assim, os valores finais das referidas PA foram fixados conforme tabela abaixo:
REA 10.032/2021 REA 11.279/2022 valores finais - recurso
PA

(Ref.: 06/2020) (Ref. 06/2020) (Ref. 06/2021)
Relativa aos montantes do período entre 21

de junho de 2018 e 30 de junho de 2021. R$ 11.539.067,10 R$ 10.674.790,77 R$ 11.534.758,90
Relativa ao remanejamento do Sistema de

Medição e Faturamento – SMF. R$ 890.235,48 R$ 890.235,48 R$ 961.953,43
•
Item (iii): Negado. Por estar objetivamente fora do escopo do processo de reajuste da RAP,
embora possa afetá-lo, deve ser negado no âmbito do presente processo. Esta negativa não exclui
a consideração de eventual retificação do mérito questionado no âmbito dos recursos.
• Item (iv): Negado. Salienta-se que, ao ONS, é devido proceder com a operacionalização de atos
homologados pela ANEEL. Portanto, não cabe determinação de operacionalização de valores não
homologados.

ANEXO B22
RECLAMANTE: Transmissora Matogrossense de Energia S.A. - TME.
PROTOCOLO: 48513.020362/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a TME argumenta que:
(i) A PA Apuração desconsiderou ajustes de PV, o que resulta devolução às transmissoras dos
descontos referentes a parcela variável aplicados pelo ONS.; e
(ii) A RAP referente à RBNI não utilizou o índice correto de 8,06%.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATADO PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
• Item (i): Acatado. A consideração das rubricas de PV na Apuração da RB na parte relativa às
Receitas Apuradas (ONS) sem a devida compensação nas Receitas Permitidas (ANEEL) faria com
que as transmissoras tivessem devolvidas as parcelas já descontadas pelo ONS. Pleito com efeitos
já considerados na REH nº 2.959/2021.
•
Item (ii): Negado. O problema da transmissora, conforme argumentos apresentados, foi não ter
considerado o valor revisado do RMEL de R$ 14.503,76. Assim, o valor da RAP base blindada foi
corretamente atualizado. A soma do RBNI+RMEL totaliza R$ 6.492.034,38 (mai/21), ou seja,
correção de 8,06% sobre o valor revisado de R$ 6.008.023,94 (mai/20).

ANEXO B23
RECLAMANTE: Companhia Estadual de Transmissão de Energia Elétrica ("CEEE-T")
PROTOCOLO: 48513.020332/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a transmissora reclama de(o):
(i) Erro material nas planilhas de cálculo da RAP de O&M (PRT 579);
(ii) Erro na PA Apuração relativa à PV;
(iii) 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). Identifica erro na identificação
do índice de atualização da referida PA.
(iv) Não consideração do pleito acatado por ocasião da análise de recursos ao ciclo 2020-2021 e
constante no DSP nº 1.698/2021 (§135 da Nota Técnica 112/2021-SGT/ANEEL);
(v) Existem módulos de transformadores que estão terminantemente desativados.
(vi) Não consideração das receitas dos reforços estabelecidos pela REH nº 6.766/2017;
(vii) Indisponibilidade das planilhas de cálculo relativas às desativações do Contrato 055/2001. Em
especial, SE Porto Alegre 4.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
•
Item (i): Acatado. Tratados na retificação homologada pela REH nº 2.959/2021.
•
Item (ii): Acatado. Tratados na retificação homologada pela REH nº 2.959/2021.
•
Item (ii): Acatado. Foi identificado erro material. Na aba "Comparativo" da planilha "Diferença RAP
REH2725 DSP1698 DIT exc" devem ser considerados apenas equipamentos ativos.
•
Item (iv): Negado. Conforme Nota Técnica nº 112/2021-SGT/ANEEL (§§ 133 a 135), o valor da PA
Outros Ajustes relativo à transferência de instalações da UTE Uruguaiana para CEEE-GT, a PA
deveria ser de R$ 1.809.552,02 ao invés de R$ 8.809.552,02, na referência junho de 2019. Assim,
conforme exame realizado por ocasião da análise dos recursos à REH nº 2.725/2020, o valor da
referida PA, a valores de 06/2020, foi alterada para R$ 1.843.530,47. Este valor já constava na Lista
PA aprovada pelo DSP nº 1.698/2021 e seus impactos foram refletidos na PA Apuração.
•
Item (v): Acatado. Salienta-se que, conforme análise para qual foi definida repercussão geral, as
receitas associadas aos módulos indicados pela transmissora foram excluídas. Ainda, foram
processados os demais ajustes relativos às receitas das Portarias nº 579/2012 e nº 120/2016,
conforme análise constante no item citado.
• Item (vi): Acatado. A transmissora tem razão ao mencionar que as receitas estabelecidas pela REH
nº 6.766/2017 não foram devidamente definidas em atos de homologação da RAP. Verifica-se que
os reforços, que foram estabelecidos para vigência por apenas 1 ano, entraram em operação em
19/9/2019. Os TL DITLDONS/159/10/2019 a DITLDONS/164/10/2019 validam a operação.
Contudo, na RAP do ciclo 2020-2021 o status das instalações constou como "prevista" e na RAP
do ciclo 2021-2022 as instalações sequer aparecem. Em razão disso, (i) foram definidas PA
(atualizadas) nos valores das receitas estabelecidas no ciclo 2020-2021; (ii) foram excluídos os
equipamentos substituídos, com o devido cadastramento de parcelas de ajuste a partir da entrada

da Nota Técnica nº 082/2022 – SGT/ANEEL, de 26/05/2022.
em operação dos reforços estabelecidos pela REH nº 6.766/2017, conforme consta, neste caso, no
estabelecimento de repercussão geral relativo às substituições de equipamentos.

Grupo Pagador Valor da PA (R$) Justificativa
Pagamento não reconhecido nos ciclos 2020-2021 e 2021GRP 13,8 kV FARROUPILHA 1 RS 468.207,61 2022 (até os recursos).
Pagamento não reconhecido nos ciclos 2020-2021 e 2021GRP 69 kV FARROUPILHA 1 RS 41.446,16 2022 (até os recursos).
Pagamento não reconhecido nos ciclos 2020-2021 e 2021GRP FARROUPILHA 1 - RGE SUL 877.371,81 2022 (até os recursos).
Salienta-se que os equipamentos desativados foram excluídos da lista de módulos, muito embora,
as receitas referentes à Portaria nº 120/2016 tenham sido rateadas entre os módulos restantes.
•
Item (vii): Acatado. De fato, a referida memória de cálculo não constava na lista de arquivos
disponibilizados pela REH nº 2.895/2021. Foi encaminhado por e-mail em 6/12/2021 a memória
de cálculo dos custos de O&M da PRT 579 e das glosas devido à desativação do modelo DEA da SE
POA 4.

ANEXO B24
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Aguapeí S.A. – IE AGUAPEÍ
PROTOCOLO: 48513. 020253/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 28/7/2021.
RECLAMAÇÃO: resumidamente, a transmissora reclama que:
(i) Não foram considerados TL emitidos pelo ONS, o que afetou a PA Apuração (devolução
indevida) e a RAP do ciclo (valores não definidos).
(ii) A lista de módulos para (a) ajustar nomenclatura; (b) ajustar Função Transmissão (FT); (c)
ajustar Tipo de Uso; e (d) ajustar Usuário.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
•
Item (i): Acatado. A consideração dos TL citados pela empresa foi realizada na análise que
culminou com a publicação da REH nº 2.959/2021.
•
Item (ii): Negado. Os ajustes à lista de módulos representam caso de regularização de ativos, o
que será tratado pela SCT no processo nº 48500.005614/2021-14.

ANEXO B25
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Norte Nordeste S.A. – IENNE
PROTOCOLO: 48513.020375/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IENNE argumenta que:
(i) Há necessidade de vários ajustes na lista de módulos (nomenclatura de equipamentos,
ajuste de tipo de equipamento, ajuste de usuário, inclusão de módulos, entre outros);
(ii) O componente da RBL no mês de outubro de 2020 da PA Apuração não é zero; e
(iii) Existe inversão de valores da PV entre competências.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, ACATAR PARCIALMENTE seus argumentos. No caso concreto:
• Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando Nº
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14.
• Item (ii): Acatado. A rubrica reclamada foi inserida. Adicionalmente, a rubrica "Antecipação de
Receita" também.
•
Item (iii): Acatado. As PV foram revisadas.

ANEXO C
TRANSMISSORAS QUE TIVERAM OS
RECURSOS CONTRA A RESOLUÇÃO
HOMOLOGATÓRIA Nº 2.895/2021
NEGADOS

ANEXO C1
RECLAMANTE: Celg Geração e Transmissão S. A. – Celg GT
PROTOCOLO: 48513.020338/2021
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021
RECLAMAÇÃO: A transmissora, objetivamente, reclama que:
(i) Deve ter ocorrido erro material na definição da receita do equipamento de IdeMdl 20685
(IdeRct 118540); e
(ii) Não foi considerada receita de obra estabelecida sem RAP Prévia pela REA nº 5861/2016 e que
entrou em operação comercial em 5/2/2021.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, NEGAR seus argumentos.
No caso concreto, a lista de módulos relativa à IB 230 kV MG 230 kV PARANAIBA MG1 GO IB1
(equipamento de IdeMdl 20685) e receita atribuída para "instalação de proteção de barra de 230KV"
(IdeRct 118540) apresenta valores alinhados à RAP constante no ato legal e suas subsequentes
atualizações.
No tocante ao não reconhecimento de receita estabelecida pela REA nº 5.861/2016, cabe informar que a
área de fiscalização (SFE) foi questionada por meio do Memorando Circular nº 05/2021-SGT/ANEEL. Em
sua resposta (Memorando nº 327/2021-SFE/ANEEL), foi informado que não constavam receitas
cadastradas no Siget para as respectivas instalações. Questionada, a área de concessões (SCT) comprovou
que a concessionária não lhe solicitou a homologação da respectiva receita. A Carta CE 009/2021 – DTSPOM / CELG GT (SIC 48513.012402/2021-00), de 10 de maio de 2021, não cita os reforços da REA
5.861/2016:
Portanto, a CELG deve solicitar a homologação da RAP para este reforço no próximo reajuste tarifário
(ciclo 2022/2023), sendo que a RAP retroagirá a data de entrada em operação comercial.

ANEXO C2
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Biguaçu S.A. – IE Biguaçu.
PROTOCOLO: 48513.020358/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IE Biguaçu solicitou que:
(i) Seja criado na lista de módulos o módulo geral na SE Biguaçu; e
(ii) Seja realizado o rateio de suas receitas em função da referida necessidade de inclusão.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, NEGAR seus argumentos para:
• Item (i): Negado. Conforme informações prestadas pela SCT por meio do Memorando nº
255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora refere-se à
regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será
tratada no processo nº 48500.005614/2021-14.
•
Item (ii): Negado. O pleito somente poderá ser atendido após a análise do processo de
regularização de ativos conduzido pela SCT.

ANEXO C3
RECLAMANTE: Interligação Elétrica Itaúnas S.A. – IE ITAUNAS
PROTOCOLO: 48513.020368/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a IE Itaunas solicita que sejam efetuadas as retificações na Lista de
Módulos disponibilizada pela REH nº 2.895/2021, conforme apresentado em sua manifestação.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, NEGAR seus argumentos. No caso concreto, conforme informações prestadas pela SCT por meio
do Memorando nº 255/2021-SCT/ANEEL (SIC 48526.006023/2021-00), o pedido da transmissora referese à regularização de ativos (objeto alheio ao escopo do processo de reajuste). A área técnica entende
que o tema deve ser tratado em processo específico. A referida regularização de ativos será tratada no
processo nº 48500.005614/2021-14.

ANEXO C4
RECLAMANTE: Piratininga-Bandeirantes Transmissora de Energia S.A. – PBTE.
PROTOCOLO: 48513.020376/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a PBTE reclama de erro na PA Apuração, indicando haver divergência do
valor homologado e seu cálculo, realizado com base nos dados detalhados da Apuração.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, NEGAR seus argumentos.
Revisados, os valores homologados estavam alinhados ao cálculo dos dados abertos. Salienta-se, contudo,
que em relação ao valor homologado pela REH nº 2.895/2021, o valor sofreu pequena alteração em
virtude da consideração da PV nos valores retificados pela REH nº 2.959/2021.

ANEXO C5
RECLAMANTE: Giovanni Sanguinetti Transmissora de Energia S.A. - GSTE
PROTOCOLO: 48513.020379/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 29/7/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a transmissora informou que faltou considerar o pagamento de receita
autorizada pela Resolução Autorizativa nº 8.982/2020.
ANÁLISE DO PLEITO: Conhecer do pedido de reconsideração interposto, dada sua tempestividade e, no
mérito, NEGAR seus argumentos.
Na prática, o pagamento não foi homologado devido à falta de identificação da receita no
TLDONS/150/6/2020. O ONS informou apenas a condição dos equipamentos pois, no ato autorizativo
(REA nº 8.982/2020), a receita questionada não se refere a um equipamento, mas a uma adequação que
será paga em parcela única.
A SCT entende (Memorando nº 255/2021-SCT/ANEEL - SIC 48526.006023/2021-00), que seria
necessário "a transmissora regularizar esta situação junto ao ONS pela emissão de TL contemplando o
item I.1.2 do empreendimento T2019-064".

ANEXO D
TRANSMISSORAS QUE TIVERAM OS
RECURSOS CONTRA A RESOLUÇÃO
HOMOLOGATÓRIA Nº 2.895/2021 NÃO
RECONHECIDOS

ANEXO D1
RECLAMANTES: ATE III Transmissora de Energia S.A. – ATE III
Sul Transmissora de Energia S.A. – TAESA/STE.
PROTOCOLO: 48513.022881/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 23/8/2021*.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, as transmissoras requerem que os valores das PA Revisão calculadas no
processo 48500.000754/2019-73 sejam considerados no resultado do reajuste da RAP, ciclo 2021-2022.
ANÁLISE DO PLEITO: NÃO CONHECER do pedido de reconsideração interposto, dada sua
intempestividade. Quanto ao mérito, os valores das PA Revisão encontram-se cadastrados (IdePA 43406
e 43432). Conforme REHs nº 2.702/2020 e nº 2.705/2020, os ajustes questionados são de -R$
216.480,6817 e R$ 228.197,87, a valores de junho de 2019. Contudo, percebe-se que o valor da PA Revisão
da TAESA (IdePA 43432) encontra-se atualizado equivocadamente. Assim, o valor da referida PA deve ser
alterado, de ofício, de R$ 333.075,56 para R$ 251.211,77. Quanto ao valor da PA Revisão da ATE III (IdePA
43406), o mesmo está homologado corretamente. Logo, o pleito foi NEGADO. Reforça-se que a PA Revisão
foi retificada, conforme consta no item II.4.4.
17 Conforme Nota Técnica nº 38/2021–SGT/ANEEL, de 15 de março de 2021, que analisou os pedidos de reconsideração quanto
ao resultado das REH nº 2.702 e nº 2.705/2020, o valor da PA Revisão da ATE III foi corrigido, de ofício, ao se alterar a data de
início de operação do módulo IdeRct 102998 IdeMdl 6161 para 28/5/2014.

ANEXO D2
RECLAMANTE: Arcoverde Transmissão de Energia S.A.
PROTOCOLO: 48513.022701/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 20/8/2021.
RECLAMAÇÃO: Objetivamente, a transmissora reclama que as obras relacionadas com as descrições de
receita de IdeRct 111287 e 111286 não foram consideradas como em operação comercial. Devido a isso,
solicita:
(i) Retificar a lista de módulos para alterar a situação das 7 instalações citadas para "Em operação
comercial"; e
(ii) Retificar a RAP estabelecida pelo Anexo I da REH nº 2.895/2021, para que as instalações
consideradas previstas no Anexo IV passem a fazer parte da RAP ativa (Anexo I).
ANÁLISE DO PLEITO: NÃO CONHECER do pedido de reconsideração interposto, dada sua
intempestividade. Contudo, dada a relevância e impacto do pleito para a transmissora e para o banco de
dados da transmissão, o mérito foi questionado junto à SFE e à SCT. Após a análise das áreas técnicas,
verificou-se que a transmissora não informou a condição operativa das instalações questionadas, embora
as informações de outros equipamentos das mesmas obras estivessem com status "Concluída" ou
"Planejado" na base de dados. O fato pode estar relacionado com parte das instalações terem passado à
titularidade da transmissora por meio de transferência18 de um gerador (identificado em azul na imagem
abaixo) e o cadastro destas ter ocorrido em momento diferente do cadastro das obras que seriam,
originalmente, da transmissora. Dessa forma, as áreas concordam que, consideradas todas as
informações disponíveis, que o pleito do agente é válido e as receitas RBL descritas devem ser estar ativas.
18 O termo de transferência não onerosa pode ser verificado no documento Sicnet 48513.022701/2021-00-2 (ANEXO: 002).

ANEXO D3
RECLAMANTE: Belo Monte Transmissora de Energia SPE S.A. (BMTE)
PROTOCOLO: 48513.031072/2021-00
DATA DE RECEBIMENTO DA MANIFESTAÇÃO: 12/11/2021
RECLAMAÇÃO: A transmissora, em apreciação aos cálculos da PA Apuração, questionou que:
(i) O total da PA (negativa) do Ciclo Anterior encaminhado pelo ONS supera o definido pela
ANEEL;
(ii) Os valores da RBNI do ONS são inferiores aos definidos pela ANEEL;
(iii) Os valores de PV não foram considerados na parte relativa à receita da ANEEL; e
(iv) A metodologia de cálculo de atualização da PA Apuração não está em conformidade com o
entendimento da transmissora.
ANÁLISE DO PLEITO: A apresentação formal do pedido de reconsideração é, manifestadamente,
intempestiva. Logo, NÃO SE DEVE RECONHECER DO MESMO. Contudo, dada eventual possibilidade do
mérito questionado recair sobre erro da Administração, procedeu-se com a análise do mérito. Tendo isso
em mente, deve-se acatar parcialmente seus argumentos. No caso concreto:
•
Itens (i) e (ii): Negado. O ONS fez apuração com base nos dados homologados antes da análise dos
recursos da Resolução Homologatória nº 2.725/2020. Em contrapartida, a receita homologada pela ANEEL
reflete os resultados após a análise dos recursos a este ato, ou seja, com base no Despacho nº 1.698/2021.
Assim, as diferenças questionas refletem apenas os efeitos entre estes atos.
•
Item (iii): Acatado. Os efeitos dessa reclamação foram processados pela retificação homologada
pela Resolução Homologatória 2.959/2021.
•
Item (iv): Negado. No caso, a Subcláusula Terceira da Cláusula Sexta do Contrato de Concessão nº
014/2014 estabelece que as receitas serão atualizadas pelo IVIi-1.
Nesse sentido, verifica-se que a forma de atualização firmada é do tipo ANUAL.
Nesses casos, as diferenças mensais são somadas e o resultado total desse somatório é atualizado da data
de referência de preços de junho do ano anterior para a referência de junho do ano de processamento do
reajuste.
Além disso, a atualização MENSAL das receitas já foi amplamente discutida no âmbito da Diretoria da
ANEEL. 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 conste, explicitamente, a forma de atualização. Dessa forma, a atualização "MENSAL" da PA é aplicada
tão-somente para as transmissoras que possuem expressamente descrito em seus contratos de concessão
que a atualização deve ser realizada dessa forma.