DSP - DESPACHO 585/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Conhece do pedido de reconsideração apresentado contra a Resolução Homologatória ANEEL 1.918 de 23.06.2015; aprova a variação da Receita Anual Permitida - RAP das concessionárias de transmissão, decorrente da análise dos pedidos de reconsideração e das correções efetuadas pela Superintendência de Gestão Tarifária - SGT; aprova os anexos à Nota Técnica SGT/ANEEL 028 de 2016; bem como determina que as alterações devidas ocorram no reajuste anual das receitas do ciclo 2016-2017, com o correspondente reajuste nos valores.
Assunto: Conhecimento
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-03-14
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL
Em 12 de fevereiro de 2016.
Processo nº 48500.000313/2015-48.
Assunto: Recursos administrativos interpostos
contra a Resolução Homologatória nº 1.918, de
23 de junho de 2015.
I – OBJETIVO
2. Esta nota técnica visa a subsidiar a Diretoria Colegiada da ANEEL na decisão quanto aos
recursos administrativos interpostos contra a REH nº 1.918, de 23 de junho de 2015, pelas
concessionárias de transmissão CEEE-GT – Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia
Elétrica, ETES - Empresa de Transmissão do Espírito Santo S.A., Brilhante - Brilhante Transmissora de
Energia S.A., IMTE – Integração Maranhense Transmissora de Energia S.A., EBTE - Empresa Brasileira
de Transmissão de Energia S.A., ETEP - Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A., EATE -
Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A., Lumitrans - Lumitrans Companhia Transmissora
de Energia Elétrica, ETSE – Empresa de Transmissão Serrana S.A., ESDE - Empresa Santos Dumont de
Energia S.A., STC - Sistema de Transmissão Catarinense S.A., ERTE - Empresa Regional de
Transmissão de Energia S.A., ENTE - Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A., ECTE - Empresa
Catarinense de Transmissão de Energia S.A., CTEEP – Companhia de Transmissão de Energia Elétrica
Paulista, Furnas – Furnas Centrais Elétricas S.A., Cemig-GT – Geração e Transmissão S.A., Copel-GT -
Copel Geração e Transmissão S.A., Eletrosul - Eletrosul Centrais Elétricas S.A., Chesf – Companhia Hidro
Elétrica do São Francisco, Pedras - Pedras Transmissora de Energia S.A., Coqueiros - Coqueiros
Transmissora de Energia S.A., Duke Energy Geração Paranapanema S.A., IE Madeira - Interligação
Elétrica do Madeira S.A., Brasnorte - Brasnorte Transmissora de Energia S.A., ETN - Extremoz
Transmissora do Nordeste S.A., OER Mineiros Energia S.A., Taesa – Transmissora Aliança de Energia
Elétrica S.A., CEAL – Companhia de Eletricidade de Alagoas S.A e MSG – Mata Santa Genebra
Transmissão S.A.
48581.000458/2016-00
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: AF9BA0B000350F23 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
II – DOS FATOS
3. A REH nº 1.918/2015, estabeleceu as Receitas Anuais Permitidas – RAP pela
disponibilização das instalações sob responsabilidade de concessionárias de serviço público de
transmissão de energia, para o período de 1º de julho de 2015 a 30 de junho de 2016 (ciclo 2015-2016).
4. Por meio das cartas listadas na tabela a seguir, os agentes CEEE-GT, ETES, Brilhante,
IMTE, EBTE, ETEP, EATE, Lumitrans, ETSE, ESDE, STC, ERTE, ENTE, ECTE, CTEEP, Furnas, CemigGT, Copel-GT, Eletrosul, Chesf, Pedras, Coqueiros, Duke Energy, IE Madeira, Brasnorte, ETN, OER
Mineiros, Taesa, CEAL e MSG interpuseram recurso administrativo contra a REH nº 1.918/2015.

Agente Nº carta do recurso Nº protocolo (SIC)
GAB/DIR/LCST-084/2015 48513.019537/2015-00
CEEE-GT
GAB/DIR/LCST-085/2015 48513.019543/2015-00

ETES CT ETES 0013.2015 48513.019595/2015-00
DJU.COM.2015.122 48513.019851/2015-00
BRILHANTE
BTE 038/15 48513.019848/2015-00

| IMTE | IMTE nº 45/2015 | 48513.019846/2015-00 |
| --- | --- | --- |
| EBTE | CA EBTE 061/2015 | 48513.019947/2015-00 |
| ETEP | CA ETEP 029/2015 | 48513.019916/2015-00 |
| EATE | CA EATE 035/2015 | 48513.019919/2015-00 |
| LUMITRANS | CA LUMI 033/2015 | 48513.019941/2015-00 |
| ETSE | CA STC 085/2015 | 48513.019935/2015-00 |
| ESDE | CA ESDE 038/2015 | 48513.019938/2015-00 |
| STC | CA STC 031/2015 | 48513.019944/2015-00 |
| ERTE | CA ERTE 041/2015 | 48513.019910/2015-00 |
| ENTE | CA ENTE 037/2015 | 48513.019913/2015-00 |
| ECTE | CA ECTE 040/2015 | 48513.019907/2015-00 |
| CTEEP | Sem número | 48513.020376/2015-00 |
| FURNAS | REQ.GCO.P.00029.2015 | 48513.020379/2015-00 |
| CEMIG-GT | RE-0307 A/2015 | 48513.020413/2015-00 |

CRG-C-144/2015 48513.018697/2015-00
COPEL-GT
CRG-C/234/2015 48513.026747/2015-00

| ELETROSUL | CE DE-0010/2015 | 48513.018701/2015-00 |
| --- | --- | --- |
| CHESF | Sem número | 48513.020318/2015-00 |
| PEDRAS | PTE 017/15 | 48513.019854/2015-00 |
| COQUEIROS | CTE 013/15 | 48513.019857/2015-00 |
| Duke Energy | REG 014/2015 | 48513.018291/2015-00 |
| IE MADEIRA | CT/AF/152/2015 | 48513.018411/2015-00 |
| BRASNORTE | BR nº 033/2015 | 48513.020195/2015-00 |
| ETN | CE – ETN 1179/2015 | 48513.018860/2015-00 |
| OER MINEIROS | OER nº 021/2015 | 48513.018833/2015-00 |
| TAESA | TAESA nº 284/2015 | 48513.020248/2015-00 |
| CEAL | CTA – DR nº 054/2015 | 48513.019742/2015-00 |
| MSG | MSG.E.P.219.2015 | 48513.027202/2015-00 |

5. Por meio do Memorando nº 311/2015-ASD/ANEEL, de 5 de agosto de 2015, a Assessoria
da Diretoria da ANEEL solicitou manifestação técnica da SGT acerca dos recursos administrativos
interpostos contra a REH nº 1.918/2015.
6. Por meio do Memorando nº 301/2015-SGT/ANEEL, de 13 de agosto de 2015, a SGT
solicitou à Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição -
SCT a análise dos itens dos recursos interpostos contra a REH nº 1.918/2015 que dizem respeito a
assuntos tratados pela SCT.
7. Em 24 de novembro de 2015, a SCT encaminhou a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL com as
análises solicitadas.
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III – DA ANÁLISE
III.1. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA EBTE, ETEP, EATE, LUMITRANS, ETSE,
ESDE, STC, ERTE, ENTE, ECTE, BRASNORTE e TAESA
Parcela de Ajuste (Não recebimento dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão - EUST referentes
ao agente UHE Pimental Belo Monte)
8. Os recursos administrativos interpostos pelas concessionárias de transmissão EBTE,
ETEP, EATE, Lumitrans, ETSE, ESDE, STC, ERTE, ENTE, ECTE, Brasnorte e Taesa em face da REH
nº 1.918/2015 contém questionamento semelhante associado ao não recebimento dos EUST referentes ao
agente UHE Pimental Belo Monte devido à decisão judicial que suspendeu a exigibilidade da cobrança dos
EUST deste agente. Dessa forma, esse item em comum aos Recursos Administrativos interpostos pelas
transmissoras mencionadas será analisado em conjunto.
9. As concessionárias solicitam que a ANEEL reconheça, por meio de PA, os valores não
recebidos pelas transmissoras relativos aos EUST da UHE Pimental Belo Monte referente aos meses de
março e abril de 2015, cujo pagamento deixou de ocorrer em face de uma decisão judicial que suspendeu
a exigibilidade de cobrança dos EUST devidos por esse agente.
10. Ressaltamos que, de acordo com decisão judicial, proferida em caráter liminar pelo
Tribunal Regional Federal da 1º Região, em 21 de setembro de 2015, a ANEEL e o ONS estão impedidos
de exigir a cobrança dos EUST devidos pelo agente gerador, relativos a toda energia não entregue pela
UHE Pimental Belo Monte, conforme estabelecido no Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - CUST
nº 092-2012, até a conclusão do Processo Administrativo nº 48500.006599/2013-11, que trata de pedido
de excludente de responsabilidade pelo atraso nas obras da UHE Pimental Belo Monte e UHE Belo Monte.
11. Diante do exposto, e por se tratar de uma decisão judicial, os ajustes necessários serão
realizados após a conclusão definitiva do Processo Administrativo nº 48500.006599/2013-11 em análise
na ANEEL.
12. Portanto, este pleito das concessionárias deve ser negado.
III.2. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA ESDE
Do valor correto da RAP
13. A concessionária alega que a RAP homologada pela REH nº 1.918/2015 para a ESDE,
contrato de concessão nº 025/2009, no valor de R$ 11.542.416,28, difere do valor que consta na REH nº
1.901/2015, que homologou o resultado da revisão periódica da RAP, para o ciclo 2015-2016, do contrato
de concessão nº 025/2009, no valor de R$ 11.568.898,25.
14. Sendo assim, a transmissora solicita que a RAP homologada pela REH nº 1.918/2015 seja
retificada de acordo com o que consta na REH nº 1.901/2015.
15. Além disso, a concessionária apresenta os pleitos que foram objeto de Pedido de
Reconsideração em face da REH nº 1.901/2015 e solicita as correções das inconsistências apontadas.
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16. A REH nº 1.901/2015 fixou a receita da ESDE em R$ 11.568.898,25. No entanto, verificase que este valor está incorreto, já que não considera a dedução de Outras Receitas prevista no
Submódulo 9.2 do PRORET, o que resultaria numa receita de R$ 11.542.416,28, conforme publicado na
REH nº 1.918/2015. Dessa forma, a REH nº 1.901/2015 deverá ser objeto de alteração, de modo a
contemplar o resultado correto da revisão tarifária periódica dessa concessionária.
17. Portanto o pleito da concessionária deve ser negado.
18. Quanto aos demais itens, observamos que estes fogem ao escopo da REH nº 1.918/2015,
devendo ser tratados no âmbito do Pedido de Reconsideração interposto contra a REH nº 1.901/2015, que
também considerará o equívoco observado acima.
III.3. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA STC
Metodologia de atualização da PA Apuração
19. Em seu Recurso Administrativo a concessionária discorda da metodologia de atualização
anual dos valores da PA, que passou a ser utilizada pela ANEEL a partir do ciclo 2013-2014, e requer que
esta atualização seja mensal.
20. Esclarecemos que esse pleito já foi objeto de deliberação pela Diretoria Colegiada da
ANEEL no âmbito do Processo nº 48500.000469/2013-67, em que a transmissora interpôs Recurso
Administrativo em face da REH nº 1.559/2013 solicitando que a metodologia de atualização de sua PA
fosse alterada de anual para mensal, o qual já foi negado pela Diretoria.
21. Dessa forma, tendo em vista que a concessionária não apresentou nenhum fato novo, o
pleito da concessionária deve ser negado.
III.4. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA TAESA
Dos reforços autorizados sem Receita Prévia e já em operação comercial
22. A concessionária solicita o reconhecimento, na REH nº 1.918/2015, de parcela adicional
de RAP referente ao reforço de integração da supervisão da transmissora Novatrans ao sistema de
supervisão PowerCC da TAESA.
23. Conforme consta na NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, o pleito da concessionária deve ser
negado uma vez que esse reforço ainda não foi autorizado pela ANEEL.
III.5. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA BRASNORTE
Das melhorias informadas que entraram em operação comercial entre 01.01.2013 e 31.12.2013
24. A concessionária solicita adicional de RAP para a melhoria referente à substituição de
trecho de 42 km de cabo OPGW e adequação das caixas de emenda óptica.
25. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a empresa não apresentou em qual PMI,
PMIS ou Resolução foi autorizada esta melhoria. Contudo, verificou-se que a obra constava no PMI
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2013/2016, de agosto de 2013, no entanto, previa a substituição de apenas 5 km de cabo OPGW,
portanto, incompatível com a obra implantada pela Brasnorte.
26. Dessa forma, o pleito da transmissora deve ser negado.
III.6. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA BRILHANTE
Encargos de Conexão da ICG Rio Brilhante
27. A concessionária informa que na ocasião da desestabilização e do cálculo dos encargos
de conexão dos usuários da ICG Rio Brilhante para o ciclo 2015-2016, estabelecidos pela REH nº
1.918/2015, a ANEEL considerou o abatimento integral dos valores referentes às garantias financeiras
executadas em desfavor dos agentes de geração que se negaram a celebrar os contratos de conexão.
28. Diante disso, de modo a obter-se um valor equilibrado de encargo, a transmissora solicita
que os valores referentes às garantias financeiras executadas sejam repassados aos usuários da ICG Rio
Brilhante obedecendo-se o limite de 20% da parcela de RAP associada às instalações da transmissora
classificadas como ICG.
29. Informamos que de fato, conforme consta na NT nº 155/2015-SGT/ANEEL, de
17/06/2015, no cálculo dos encargos de conexão dos usuários da ICG Rio Brilhante para o ciclo 20152016 foi considerado o abatimento integral dos valores referentes às garantias financeiras executadas.
30. Esclarecemos que o limite de 20%, conforme consta no contrato de concessão da
transmissora, diz respeito apenas à diferença apurada, para mais ou para menos, entre a receita recebida
pela concessionária por meio do pagamento do encargo estabilizado de ICG e a receita necessária às
ICG, ao longo do período de estabilização. Portanto, não diz respeito aos valores referentes às garantias
financeiras executadas.
31. Além disso, não há na legislação previsão para o parcelamento do abatimento das
garantias financeiras executadas no cálculo dos encargos de conexão de ICG.
32. Diante do exposto, o pleito da concessionária deve ser negado.
III.7. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA BRILHANTE, PEDRAS E COQUEIROS
Da Receita estabelecida pela REH nº 1.892/2015
33. Os recursos administrativos interpostos pelas concessionárias de transmissão Brilhante,
Pedras e Coqueiros contém questionamento semelhante associado à retificação da RAP que consta na
REH nº 1.892/2015, que alterou a REH nº 1.755/2014, que, por sua vez, homologou o resultado da revisão
periódica da RAP, para o ciclo 2014-2015 dessas transmissoras. Dessa forma, esse item em comum aos
Recursos Administrativos interpostos por essas concessionárias será analisado em conjunto.
34. As concessionárias solicitam que não seja considerado, no cálculo da revisão periódica da
RAP, homologado pela REH nº 1.892/2015, os contratos referentes a outras atividades.
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35. Conforme Submódulo 9.2 do PRORET, as receitas obtidas com outras atividades tem
parte destinada a contribuir para a modicidade das tarifas do serviço público de transmissão. No caso das
três concessionárias, os contratos com outras atividades foram obtidos apenas após a fiscalização da
ANEEL, já que estas não encaminharam qualquer informação que subsidiasse o processo de revisão
tarifária ocorrido em 2014.
36. Assim, a REH nº 1.892/2015, apresentou os resultados da revisão tarifária após a
fiscalização da ANEEL, aos quais foram considerados os contratos referentes a Outras Receitas. Cabe
observar que foi interposto recurso administrativo contra o resultado desta REH, que foi julgado
intempestivo, conforme Despacho nº 2.165/2015.
37. No entanto, no presente recurso administrativo interposto contra a REH nº 1.918/2015, as
concessionárias apresentaram novos fatos para que tais contratos não sejam considerados no processo
de revisão tarifária.
38. No entanto, essa análise foge ao escopo da REH nº 1.918/2015, que apenas refletiu os
resultados homologados na revisão. Dessa forma, esses pleitos devem ser tratados no âmbito do
processo que instruiu a emissão da REH nº 1.892/2015, e portando negados nesse processo.
III.9. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA ETES
2. A ETES alega que encontrou divergências no cálculo de sua PA Apuração referente ao
mês de junho/2014 e solicita correções.
3. Na memória de cálculo apresentada em seu Pedido de Reconsideração, a concessionária
considerou, para o mês de junho/2014, os valores de RAP e Parcela de Ajuste homologados por meio da
REH nº 1.559/2013, porém desconsiderando as alterações que constam no Despacho nº 1.783/2014,
instruído pela NT nº 088/2014-SRT/ANEEL.
4. Dessa forma, resta claro que não existe a divergência alegada pela ETES e, assim, o
pleito da concessionária deve ser negado.
III.10. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA IMTE
5. A concessionária alega que os valores de parcela de RAP, referentes aos meses de
outubro, novembro e dezembro de 2014, considerados no cálculo da PA Apuração da transmissora estão
incorretos e solicita que esses valores sejam corrigidos considerando os valores apurados pelo ONS.
6. Ressaltamos que a divergência apontada pela IMTE deve-se a diferença na data,
considerada pela ANEEL e pelo ONS, para a entrada em operação comercial das seguintes instalações:
Data Considerada pelo ONS
Módulo Data Considerada pela ANEEL
(Termo de Liberação)

EL 500 kV ACAILANDIA LT 500 kV ACAILANDIA /MIRANDA II C-1 MA 30/10/2014 02/12/2014
EL 500 kV MIRANDA II LT 500 kV ACAILANDIA /MIRANDA II C-1 MA 10/11/2014 02/12/2014
LT 500 kV ACAILANDIA /MIRANDA II C-1 MA 02/12/2014 02/12/2014
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7. Informamos que as instalações acima fazem parte da mesma Função Transmissão – FT,
conforme definido na REN nº 191/2005, ou seja, compõe um conjunto de instalações funcionalmente
dependentes, que são consideradas de forma solidária para fins de apuração da prestação de serviços de
transmissão.
8. Além disso, conforme consta no art. 3º da REN nº 454/2011:
"Art. 3º O ONS emitirá os termos de liberação das instalações de que trata o art. 1º para
Funções Transmissão – FT, definidas em regulamentação específica."
9. Finalmente, conforme art. 4º da REN nº 454/2011, a ANEEL poderá retificar as datas dos
Termos de Liberação emitidos pelo ONS. Portanto, de acordo com a regulamentação vigente, os módulos
de entrada de linha não podem ter datas de entrada em operação comercial distintos da Linha de
Transmissão correspondente.
10. Sendo assim, no cálculo da PA Apuração da IMTE, foi adotada, para toda a Função
Transmissão LT 500 kV ACAILANDIA /MIRANDA II C-1 MA, a data de entrada em operação comercial da
última instalação da FT a entrar em operação comercial, no caso, 02/12/014.
11. Diante do exposto, o pleito da concessionária deve ser negado.
III.11. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA IE MADEIRA
12. A IE Madeira alega ter encontrado divergência no cálculo da PA Apuração homologada
pela REH nº 1.918/2014, referente ao Contrato de Concessão nº 015/2009. A concessionária informa que
os valores associados ao desconto de 10% da RAP devido à operação comercial autorizada por meio de
Termo de Liberação Parcial - TLP, entre os meses de julho/2014 a maio/2015, e os valores de parcela de
RAP retroativa devidos à concessionária no mês de maio/2014 estão equivocados e solicita sua correção.
13. Referente à PA Apuração da IE Madeira verificamos que o valor retroativo de receita a ser
recebido pela concessionária, pela disponibilização de suas instalações, da data de entrada em operação
comercial dos equipamentos (12/05/2014) até 31/05/2014 foi calculado considerando a RAP revisada
homologada por meio da REH nº 1.755/2014. Ocorre que a RAP homologada por meio da REH nº
1.755/2014 possui vigência apenas a partir de 1º de julho de 2014. Dessa forma, o valor retroativo de
receita a ser recebido pela concessionária deveria ter sido calculado com base nos valores de RAP
anteriores à revisão homologada por meio da REH nº 1.755/2014.
14. Além disso, verificamos que o ONS efetuou o desconto de 10% na RAP devido à
operação comercial liberada por meio de TLP, entre os meses de julho/2014 e maio/2015, conforme
determina a REN nº 454/2011, utilizando como base os valores de RAP antes da Revisão homologada por
meio da REH nº 1.755/2014. Ocorre que nesse caso, deveriam ter sido utilizados os valores homologados
por meio da REH nº 1.755/2014, que possuem vigência a partir de 1º de julho de 2014.
15. Diante do exposto, o pleito da concessionária deve ser deferido, o que gera uma PA a ser
recebida pela IE Madeira no valor de R$ 1.234.880,57, a preços de junho de 2015.
III.12. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA ETN
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
Da entrada em Operação Comercial de reforço autorizado por meio da REA nº 3.738/2012
16. A ANEEL por meio do Ofício nº 133/2015-SCT/ANEEL, de 25/02/2015, questionou a ETN
a cerca da necessidade de instalação de um módulo de interligação de barra 500 kV, autorizado pela REA
nº 3.738/2012. Em resposta, por meio da Carta CE ETN 519/2015, de 25/03/2015, a ETN informou que "é
desnecessária a instalação do módulo de interligação de barras 500 kV autorizado pela REA nº
3.738/2012".
17. Em seu Pedido de Reconsideração a concessionária informa que esse módulo de
interligação de barras foi equivocadamente considerado como em operação comercial pela REH nº
1.918/2015 e sendo assim solicita as correções necessárias.
18. De fato, o referido módulo foi equivocadamente considerado em operação comercial a
partir da data de 13/05/2015 e a correspondente parcela de RAP associada a esse módulo foi considerada
no cálculo da PA Apuração da ETN.
19. Diante do exposto, o pleito da concessionária deve ser acatado, a homologação da
entrada em operação comercial do módulo de interligação de barra 500 kV, autorizado pela REA
nº 3.738/2012, deve ser revogada e a PA Apuração de Rede Básica a ser paga pela ETN deve ser
alterada de R$ 902.602,33 para R$ 949.530,96, a preços de junho de 2015.
Dos Encargos de Conexão da ICG João Câmara III
20. A ETN informa que a Central Eólica Morro dos Ventos II não foi considerada no rateio dos
Encargos Anuais de Conexão para ciclo 2015-2016 referente ao custeio da ICG João Câmara III constante
no Anexo VII da REH nº 1.918/2015. Diante do exposto, a concessionária solicita a retificação da
Resolução, com a inclusão da referida central geradora.
21. De fato, o gerador mencionado não foi considerado no rateio dos Encargos Anuais de
Conexão para ciclo 2015-2016 referente ao custeio da ICG João Câmara III, de modo que se deve efetuar
a correção.
22. A REA nº 5.115, de 24 de março de 2015, alterou o sistema de transmissão de interesse
restrito da EOL Morro dos Ventos II que passou a ser descrito por um circuito em 34,5 kV de uso
exclusivo, que se conecta à SE Elevadora Morro dos Ventos II, em 34,5/138 kV, compartilhada com a EOL
Eurus I e a EOL Eurus III, e de uma linha de transmissão em 138 kV, também de uso compartilhado, em
circuito simples, com cerca de setecentos e cinquenta metros de extensão, interligando a SE Elevadora ao
barramento de 138 kV da SE João Câmara III, sob responsabilidade da ETN.
23. O Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão – CCT nº 004/2014, celebrado
entre a ETN e a EOL Morro dos Ventos II, em 30/01/2015, dispõe na Cláusula 20 que a central de geração
pagará à transmissora em relação a cada mês de uso da conexão, o encargo de conexão relativo às
instalações de ICG.
24. O Despacho nº 806, de 27/03/2015, liberou, a partir de 28/03/2015, a EOL Morro dos
Ventos II para o início da operação em testes. Dessa forma, a data de 28/03/2015 foi a data considerada
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
para o início do pagamento do encargo de conexão de ICG da EOL Morro dos Ventos II, conforme
estabelecido no CCT assinado entre as partes.
25. Além disso, de acordo com o § 5º do art. 8 da REN nº 320, de 2008, os encargos de
conexão de novos acessantes às ICG existentes serão contabilizados e abatidos dos encargos de
conexão devidos pelos demais usuários, inclusive eventuais passivos financeiros decorrentes da entrada
de acessantes no decorrer do ciclo tarifário. Desta forma, o passivo associado à entrada da EOL Morro
dos Ventos II foi calculado e abatido, na proporção dos MUST contratados, dos encargos de ICG de cada
usuário que compartilha a ICG João Câmara III.
26. Diante do exposto, o pleito da concessionária deve ser acatado, e a Central Eólica Morro
dos Ventos II deve ser considerada no rateio dos Encargos Anuais de Conexão para ciclo 2015-2016
referente ao custeio da ICG João Câmara III.
Dos Encargos de Conexão da ICG João Câmara III (REA nº 4.443/2013)
27. A concessionária informa que as Centrais Eólicas Santa Mônica, Santa Úrsula, Santo
Dimas, São Benedito, São Domingos e São Martinho não foram consideradas no rateio dos Encargos
Anuais de Conexão referente ao custeio da ICG João Câmara III após a entrada em operação comercial
dos reforços autorizados por meio da REA nº 4.443/2013, constante no Anexo VII da REH nº 1.918/2015.
Diante do exposto, a concessionária solicita a retificação da Resolução, com a inclusão das referidas
centrais geradoras.
28. De fato, os geradores mencionados não foram considerados no rateio dos Encargos
Anuais de Conexão referente ao custeio da ICG João Câmara III após a entrada em operação comercial
dos reforços autorizados por meio da REA nº 4.443/2013, de modo que se deve efetuar a correção.
29. Cumpre esclarecer que os CCT das usinas já foram celebrados com a ETN.
30. A tabela abaixo apresenta os valores de encargos anuais para o custeio de ICG João
Câmara III após a entrada em operação comercial dos reforços autorizados por meio da REA nº
4.443/2013 após a inclusão das centrais geradoras mencionadas.
Encargos Anuais de ICG (R$ - Jun/2015)
MUST

| Ato | Central Geradora | Considerado |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| (MW) | Compartilhado | REA nº 4.443/2013 | Financeiro | Total |  |  |
| EOL Eurus I | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |  |
| EOL Eurus III | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |  |
| EOL Eurus II | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |  |
| EOL Renascença V | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |  |
| CP 001/2010 | EOL Ventos de São Miguel | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |
| EOL Renascença I | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |  |
| EOL Renascença II | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |  |
| EOL Renascença III | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |  |
| EOL Renascença IV | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |  |

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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.

| EOL Pedra Preta | 20,70 | 97.574,95 | 0,00 | -11.583,52 | 85.991,43 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| EOL Juremas | 16,10 | 75.891,63 | 0,00 | -9.009,40 | 66.882,23 |
| EOL Costa Branca | 20,70 | 97.574,95 | 0,00 | -11.583,52 | 85.991,43 |
| EOL Macacos | 20,70 | 97.574,95 | 0,00 | -11.583,52 | 85.991,43 |
| EOL Campo dos Ventos II | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |
| EOL Asa Branca IV | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |
| EOL Asa Branca V | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |
| EOL Asa Branca VI | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |
| EOL Asa Branca VII | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |
| EOL Asa Branca VIII | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |
| EOL São Bento do Norte | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |
| EOL Olho D'Água | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |
| EOL Farol | 19,80 | 93.332,56 | 0,00 | -11.079,88 | 82.252,68 |
| EOL Boa Vista | 13,22 | 62.315,98 | 0,00 | -7.397,78 | 54.918,20 |
| EOL Nova Eurus IV | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |
| EOL Asa Branca I | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |
| EOL Asa Branca II | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |
| EOL Asa Branca III | 30,00 | 141.412,97 | 0,00 | -16.787,70 | 124.625,27 |
| EOL Santa Maria | 28,50 | 134.342,32 | 606.677,34 | 143.535,79 | 884.555,45 |

DSP

EOL Santa Helena 28,50 134.342,32 606.677,34 143.535,79 884.555,45
3.101/2014

| EOL Ventos de Santo Uriel | 15,00 | 70.706,48 | 319.303,87 | 75.545,15 | 465.555,50 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| EOL Baixa do Feijão I | 30,00 | 141.412,97 | 638.607,73 | 0,00 | 780.020,70 |
| EOL Baixa do Feijão II | 30,00 | 141.412,97 | 638.607,73 | 0,00 | 780.020,70 |
| EOL Baixa do Feijão III | 30,00 | 141.412,97 | 638.607,73 | 0,00 | 780.020,70 |
| EOL Baixa do Feijão IV | 30,00 | 141.412,97 | 638.607,73 | 0,00 | 780.020,70 |
| EOL Campo dos Ventos V | 26,00 | 122.557,90 | 553.460,03 | 0,00 | 676.017,94 |
| EOL Campo dos Ventos III | 30,00 | 141.412,97 | 638.607,73 | 0,00 | 780.020,70 |
| EOL Campo dos Ventos I | 30,00 | 141.412,97 | 638.607,73 | 0,00 | 780.020,70 |

REA nº
4.443/2013

| EOL Morro dos Ventos II | 29,16 | 137.453,40 | 620.726,71 | 52.162,65 | 810.342,77 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| EOL São Benedito | 29,90 | 140.941,59 | 636.479,04 | 0,00 | 777.420,63 |
| EOL Santo Dimas | 29,90 | 140.941,59 | 636.479,04 | 0,00 | 777.420,63 |
| EOL São Domingos | 29,90 | 140.941,59 | 636.479,04 | 0,00 | 777.420,63 |
| EOL São Martinho | 29,90 | 140.941,59 | 636.479,04 | 0,00 | 777.420,63 |
| EOL Santa Monica | 30,00 | 141.412,97 | 638.607,73 | 0,00 | 780.020,70 |
| EOL Santa Úrsula | 28,00 | 131.985,43 | 596.033,88 | 0,00 | 728.019,32 |

31. Ressaltamos que para o cálculo dos Encargos de Conexão de ICG associados às centrais
de geração, considerou-se como máximas potências injetáveis, conforme § 1º do art. 5º da REN nº
320/2008, o maior valor entre o montante de uso contratado no CUST e a potência declarada pela central
de geração na chamada pública, no caso de novas ICG, ou a potência considerada na Resolução que
autoriza reforços para a ampliação de ICG existentes.
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
32. Esse entendimento deriva do fato de que os estudos que subsidiam o planejamento e
dimensionamento das instalações de ICG têm como base as informações que constam na chamada
pública ou no ato que autoriza os reforços para a ampliação das ICG existentes.
33. Diante do exposto, o pleito da concessionária deve ser acatado.
III.13. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA CEEE-GT
PA Qualidade DIT
34. A CEEE-GT alega que houve erro no cálculo da PA Qualidade DIT, uma vez que o valor a
ser ressarcido à Rio Grande Energia S/A – RGE pela CEEE-GT foi considerado em duplicidade, e solicita
as correções necessárias.
35. De fato, no cálculo da PA Qualidade DIT, o valor de R$ 459.002,78 a ser pago à RGE
pela CEEE-GT foi considerado em duplicidade. Além disso, verificou-se que as compensações a serem
pagas pela CEEE-GT à Coprel, no valor de R$ 69.678,77, e à Hidropan, no valor de R$ 36.930,81, não
foram consideraras no cálculo.
36. Assim, o pleito da concessionária deve ser deferido e, adicionalmente, devem ser
consideradas no cálculo as compensações à Coprel e à Hidropan, sendo o valor da PA Qualidade DIT a
ser pago pela CEEE-GT alterado de R$ 1.877.104,22 para R$ 1.524.711,00.
Subestação Camaquã
37. A CEEE-GT alega que os módulos de entrada de linha em 23 kV, denominados pela
concessionária de DIST1, DIST2, DIST3, DIST4, e DIST 8, instalados na SE Camaquã, e autorizados pela
REA nº 1.814/2009, devem ter sua RAP calculada conforme dispõe o Submódulo 9.7 do PRORET,
aprovado pela REN nº 643/2014, uma vez que, de acordo com a concessionária, estes módulos não foram
indenizados nos termos da Lei nº 12.783/2013.
38. A transmissora destaca que a entrada em operação destes módulos foi comprovada pelos
Termos de Liberação - TL 215/D/5/2014, 214/D/5/2014, 213/D/5/2014, 212/D/5/2014 e 211/D/5/2014.
39. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, embora a implantação destes módulos
tenha sido autorizada, a data de entrada em operação comercial ocorreu em 18/12/2011, como dispõem
os TL informados e, portanto, as parcelas de RAP dos módulos já foram estabelecidas no processo de
prorrogação do contrato de concessão nº 055/2001, que incluía todas as instalações em operação até
31/12/2011.
40. Dessa forma, o pleito da transmissora deve ser negado.
Subestação Farroupilha 1
41. A concessionária solicita que a ANEEL estabeleça parcela adicional de RAP referente ao
reforço de substituição, na SE Farroupilha 1, de um disjuntor no módulo de entrada de linha 69 kV para
Caxias 1, autorizado pela REA nº 1.814/2009.
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
42. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, não foi possível identificar no 1º Termo
Aditivo ao Contrato de Concessão nº 055/2001, assinado em 4 de dezembro de 2012, nem na base de
ativos sob propriedade da CEEE-GT cadastrada no Siget o módulo de entrada de linha 69 kV para Caxias
1.
43. Sendo assim, a CEEE-GT deve informar à ANEEL a existência dos módulos que estavam
em operação comercial em 4 de dezembro de 2012 e que não estão listados no 1º Termo Aditivo ao
Contrato de Concessão nº 055/2001 para que a ANEEL proceda novo rateio da RAP estabelecida na
Portaria MME nº 579/2012 entre todas as instalações sob propriedade da CEEE-GT que estavam em
operação comercial à época do processo de renovação da concessão.
44. Após a informação da CEEE-GT e do novo rateio da RAP, a concessionária deve enviar a
informação de entrada em operação comercial do disjuntor substituído, na SE Farroupilha 1, da entrada de
linha 69 kV para Caxias 1 para que seja calculada parcela de RAP no próximo reajuste de receita.
45. Dessa forma, o pleito da transmissora deve ser negado.
Subestação Guarita
46. A concessionária alega que o TL ONS 226/D/5/2015 confirma a entrada em operação
comercial dos reforços solicitados na SE Guarita e, sendo assim, solicita o reconhecimento da parcela
adicional de RAP correspondente.
47. Contudo, de acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, as obras apresentadas no TL
226/D/5/2015 não correspondem às obras apontadas pela concessionária.
48. Dessa forma, o pleito da transmissora deve ser negado.
Subestação Livramento 2
49. A concessionária alega que o TL ONS 217/D/5/2015 confirma a entrada em operação
comercial dos reforços solicitados na SE Livramento 2 e sendo assim, solicita o reconhecimento da
parcela adicional de RAP e PA correspondentes.
50. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a concessionária tem razão e, portanto,
o pleito da transmissora deve ser acatado.
Subestação Quinta
51. A CEEE-GT informa que não encontrou na REH nº 1.918/2015 parcela de RAP associada
à instalação de um módulo de conexão de transformador 230/138 kV, em 138 kV, arranjo Barra Principal e
Transferência, na SE Quinta, autorizado por meio da REA nº 2.040/2009. Sendo assim, solicita o
estabelecimento da parcela adicional de RAP referente a este reforço.
52. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, após a renovação da concessão, por
meio do Termo Aditivo do Contrato de Concessão nº 055/2001, o módulo de conexão em 138 kV
mencionado pela transmissora foi indenizado e teve sua RAP referente ao O&M estabelecida
considerando o módulo em arranjo Barra Simples.
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
53. Diante do exposto, foi calculada uma parcela de RAP referente à complementação do
módulo de conexão com a instalação de uma chave seccionadora de modo a alterar o arranjo de Barra
Simples para Barra Principal e Transferência.
54. Dessa forma, o pleito da transmissora deve ser parcialmente acatado.
Subestação Presidente Médici
55. A concessionária alega que o TL ONS 225/D/5/2015 confirma a entrada em operação
comercial dos reforços solicitados na SE Presidente Médici e sendo assim, solicita o reconhecimento da
parcela adicional de RAP correspondente.
56. Contudo, de acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a obra apresentada no TL
225/D/5/2015 se refere à troca dos TC do módulo de conexão 230 kV do TR7, que já foi considerada pela
REH nº1.918/2015.
57. Dessa forma, o pleito da transmissora deve ser negado.
Reforços que constam na REH nº 1.918/2015 como Previstos
58. A transmissora apresentou uma lista de reforços que foram considerados pela REH nº
1.918/2015 como previstos, mas que, de acordo com a CEEE-GT, já possuem o TL emitido pelo ONS.
59. Sendo assim, solicita o reconhecimento da entrada em operação comercial desses
reforços e o cálculo do adicional de RAP correspondente para aqueles que foram autorizados sem o
estabelecimento prévio de RAP.
60. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, para o caso dos reforços autorizados
sem o estabelecimento prévio de RAP, a transmissora tem razão em seu pleito e a entrada em operação
comercial desses reforços foi reconhecida com o consequente cálculo da parcela adicional de RAP e PA
correspondentes.
61. Para o caso dos reforços autorizados por Resoluções específicas apontado pela CEEEGT, informamos que os TL foram emitidos em data posterior ao limite (10 de maio de 2015) estabelecido
para envio das informações que seriam analisadas no âmbito do processo de reajuste referente ao ciclo
2015-2016. Sendo assim, a entrada em operação comercial desses reforços será considerada no reajuste
do ciclo 2016-2017.
62. Dessa forma, o pleito da concessionária deve ser parcialmente acatado.
III.14. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA CTEEP
PA da SE Scharlau 230/138 kV
63. A concessionária alega que ainda não recebeu a PA no valor de R$ 313.183,68, a preços
de junho de 2013, reconhecida pelo Despacho nº 1.783/2014, instruído pela NT nº 088/2014-SRT/ANEEL,
referente ao ressarcimento dos investimentos associados aos serviços de desmontagem dos módulos de
conexão e dos painéis de proteção do transformador 230/138 kV, de propriedade da CTEEP, instalado da
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
SE Scharlau e que foi desativado após a entrada em operação comercial da transformação da
concessionária IE Sul.
64. A CTEEP informa que a referida PA, associada às instalações de fronteira da SE
Scharlau, não pôde ser recebida, uma vez que, após a desativação do transformador de propriedade da
CTEEP, deixou-se de existir relação comercial entre a transmissora e a usuária da fronteira da SE
Scharlau 230/138 kV, no caso a concessionária de distribuição AES Sul, o que impediu a
operacionalização desse repasse. Sendo assim, a concessionária solicita o ressarcimento desse valor.
65. De fato, devido aos motivos apontados pela CTEEP, a transmissora ainda não recebeu o
referido valor de PA. Sendo assim, o pleito da concessionária deve ser deferido e deve ser estabelecida
uma PA no valor de R$ 361.376,18, a preços de junho de 2015, a ser paga pela AES Sul à CTEEP, por
meio de encargo de conexão, de modo a permitir a operacionalização do pagamento.
Diferença na PA Apuração da DIT Compartilhada
66. A CTEEP alega que apurou diferenças nos valores de PA Apuração homologadas pela
REH nº 1.918/2015 referente às instalações classificadas como DIT Compartilhada. A CTEEP informa que
as diferenças estão associadas às parcelas de RAP correspondente às instalações que entraram em
operação comercial ao longo do ciclo 2014-2015 (RCDMA). Sendo assim, a transmissora solicita
correções.
67. Com relação a esse pleito, verificamos que não foi considerado na REH nº 1.918/2015 as
parcelas de RAP associadas às obras de reconstrução de trecho de 8,7 km de linha de transmissão em
138 kV entre o seccionamento da LT Mairiporã - Bragança Paulista C-1 e C-2 e a derivação da SE Atibaia
(Elektro), autorizadas por meio da REA nº 1.889/2009, no período entre a data de entrada em operação
comercial das obras até 31/05/2014 e no período de 01/07/2014 a 31/05/2015.
68. Essas obras tiveram a entrada em operação comercial reconhecida na REH nº
1.918/2015, conforme informações constantes dos Termos de Liberação 185/D/4/2013 para o Circuito 1, e
186/D/4/2013 para o Circuito 2.
69. Além disso, verificamos um equívoco no cálculo da PA Apuração associada às
instalações autorizadas por meio da REA nº 4.280/2013, que entraram em operação comercial em
03/05/2014 e 31/08/2014, conforme Termos de Liberação encaminhados pelo ONS por meio da Carta
nº 1836/100/2014. Para as instalações que entraram em operação comercial em 03/05/2014 não foi
considerada a parcela de RAP devida entre 01/06/2014 e 30/06/2014 e para as instalações que entraram
em operação comercial em 31/08/2014 não foi considerada a parcela de RAP pro-rata referente ao mês de
agosto de 2014.
70. Finalmente, a CTEEP considera no seu cálculo de PA Apuração as instalações
autorizadas sem estabelecimento prévio de RAP e que tiveram a operação comercial reconhecida por
meio da REH nº 1.918/2015. No entanto, para essas instalações, a parcela de ajuste calculada da data de
entrada em operação comercial da instalação até 30/06/2015 já foi reconhecida por meio de Parcela de
Ajuste específica na REH nº 1.918/2015.
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
71. Dessa forma, é nosso entendimento que este pleito da CTEEP deva ser parcialmente
acatado o que gera um valor adicional de PA Apuração no montante de R$ 1.644.336,98, a preços de
junho de 2015, a ser recebido pela CTEEP.
Melhorias implementadas sem Receita e não indenizadas
72. A CTEEP alega que das quinze melhorias apresentadas pela concessionária apenas
cinco tiveram estabelecimento de adicional de RAP correspondente, com o restante não sendo
considerado em razão da previsão para entrada em operação comercial dessas obras serem anteriores a
1º de janeiro de 2013.
73. Sendo assim, a CTEEP solicita que essas melhorias sejam consideradas na REH nº
1.918/2015 com o consequente cálculo da parcela adicional de RAP e PA correspondentes.
74. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a REN nº 643/2014 estabelece, em seu
Art. 8º, que serão consideradas no reajuste anual de RAP a vigorar a partir de 1º de julho de 2015 apenas
as melhorias com previsão de entrada em operação a partir de 1º de janeiro de 2013 e que tenham
entrado em operação comercial entre 1º de janeiro e 31 de dezembro de 2013.
75. Dessa forma, o pleito da transmissora deve ser negado.
Ajustes nos valores dos reforços autorizados sem receita prévia estabelecida pela ANEEL
76. A concessionária alega que a ANEEL não considerou a substituição de uma bobina de
bloqueio no módulo de entrada da LT 440 kV Ilha Solteira – Mirassol C1, além de não terem sido
considerados os investimentos referentes a obras civis e suportes destinados às novas chaves
seccionadoras.
77. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a concessionária está correta e a parcela
adicional de RAP referente ao reforço mencionado deve ser recalculada considerando os investimentos
apontados pela CTEEP.
78. Portanto, este pleito deve ser acatado.
79. Ainda a respeito de reforços na SE Ilha Solteira, a concessionária alega que embora
conste no Anexo da Nota Técnica nº 166/2015-SCT/ANEEL a parcela adicional de RAP associada à
substituição de 4 chaves seccionadoras e 3 TC do módulo de interligação de barras 440 kV, na REH nº
1.918/2015 foi reconhecida apenas a parcela de RAP referente a substituição das chaves seccionadoras.
80. Além disso, a concessionária alega que, além de não ter considerado a substituição dos
referidos TC a ANEEL também não considerou os custos relativos às obras civis e suportes das chaves
seccionadoras substituídas. Assim, solicita que estes custos sejam reconsiderados pela agência.
81. Conforme consta na NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a concessionária tem razão em seu
pleito com respeito a não inclusão da parcela de RAP referente à substituição dos TC, para os quais
deverá ser reconhecido o adicional de RAP correspondente. No que se refere aos custos com obras civis e
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
suportes das chaves seccionadoras, estes custos foram considerados no cálculo da parcela de RAP
referente à substituição das chaves seccionadoras, e estão reconhecidos na REH nº 1.918/2015.
82. Portanto, este pleito deve ser parcialmente acatado.
83. A CTEEP também alega que nos investimentos utilizados pela ANEEL para o cálculo da
parcela de RAP referente à implantação de estrutura de derivação na LT 138 kV São Sebastião –
Caraguatatuba, em que foram utilizados os investimentos apresentados pela CTEEP, não foi considerado
o investimento "a contabilizar" no valor de R$ 162.773,35, a preços de abril de 2015, referente a
compromissos financeiros do projeto que ainda não haviam sido contabilizados quando do
encaminhamento das informações para a ANEEL.
84. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, considerando a argumentação exposta
pela concessionária, o investimento apresentado foi reavaliado e reconsiderado no cálculo da parcela
adicional de RAP do empreendimento.
85. Portanto, este pleito deve ser acatado.
86. A CTEEP alega que nos investimentos utilizados pela ANEEL para cálculo da parcela de
RAP referente a implantação de estrutura de derivação na LT 138 kV Jales – Votuporanga II, em que
foram utilizados os investimentos apresentados pela CTEEP, não foi considerado o investimento "a
contabilizar" no valor de R$ 12.057,20, a preços de abril de 2015, referente a compromissos financeiros do
projeto que ainda não haviam sido contabilizados quando do encaminhamento das informações para a
ANEEL.
87. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, considerando a argumentação exposta
pela concessionária, o investimento apresentado foi reavaliado e reconsiderado no cálculo da parcela
adicional de RAP do empreendimento.
88. Portanto, este pleito deve ser acatado.
89. A respeito da substituição de 4 chaves seccionadoras, 3 TC e dos cabos e conexões da
LT 138 kV Bauru (CTEEP) – Bauru (CPFL) C1, a concessionária alega que a ANEEL considerou a
substituição de 4 chaves seccionadoras sem lâmina de terra sendo que, de fato, foram substituídas 3
chaves sem lâmina de terra e 1 chave com lâmina de terra.
90. Além disso, a concessionária alega que a ANEEL não considerou os custos referentes a
obras civis referentes aos reforços e solicita que a ANEEL considere os custos apresentados pela CTEEP
para este serviço, além de considerar também os custos apresentados pela CTEEP para os itens de
montagem eletromecânica e engenharia.
91. Conforme consta na NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a concessionária tem razão quanto
aos quantitativos de chaves referentes ao reforço na SE Bauru bem como quanto ao fato de ser
necessário, neste caso, considerar os investimentos referentes a obras civis. Contudo, conforme previsto
no Submódulo 9.7 do PRORET, os investimentos a serem considerados são aqueles disponíveis no Banco
de Preços de Referência ANEEL.
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
92. Portanto, este pleito deve ser parcialmente acatado.
Diferença do impacto decorrente do repasse à Eletrobrás
93. A CTEEEP alega que sofreu um impacto de R$ 5.933.232,34, a preços de junho de 2015,
devido ao repasse à Eletrobrás de valores referentes a CCC, CDE e Proinfa, de responsabilidade dos
consumidores livres conectados à Rede Básica, no período de julho de 2010 a maio de 2015. Dessa
forma, a concessionária solicita o ressarcimento desse valor e que a ANEEL dê o tratamento necessário a
esse assunto no sentido de que o dispêndio decorrente desse repasse seja considerado em sua receita.
94. A SGT encaminhou o Memorando nº 414/2015-SGT/ANEEL, de 12 de novembro de 2015,
SIC nº 48581.002283/2015-00, solicitando que a Superintendência de Fiscalização Econômica e
Financeira – SFF informasse se houve o impacto alegado pela CTEEP. Assim, caso a SFF confirme esse
impacto a SGT dará o tratamento no reajuste subsequente ao recebimento da informação.
95. Quanto ao tratamento necessário para que esse dispêndio seja considerado em sua
receita, informamos que esse assunto será tratado no âmbito do Processo nº 48500.003132/2012-21.
III.15. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO POR FURNAS
Dos reforços autorizados sem o estabelecimento prévio de RAP – Módulo de Manobra
96. Furnas alega que a ANEEL não considerou a entrada em operação comercial dos
reforços implantados na SE Adrianópolis (módulos MM26, MM27, MM28 e MM29) embora o ONS tenha
emitido o TL 343/D/6/2015 autorizando a entrada em operação comercial dessas instalações. Sendo
assim, solicita correções.
97. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, o TL mencionado pela concessionária foi
emitido em 08/06/2015, isto é, em data posterior ao limite (10 de maio de 2015) estabelecido para envio
das informações que seriam analisadas no âmbito do processo de reajuste referente ao ciclo 2015-2016.
98. Dessa forma, este pleito da transmissora deve ser negado.
99. Além disso, a concessionária solicita que a ANEEL estabeleça parcela adicional de RAP
referente ao reforço realizado por Furnas em um módulo de manobra da SE Mascarenhas de Moraes
relativo a uma entrada de linha no vão Cássia I.
100. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, o módulo de entrada de linha em que foi
realizado o reforço é de propriedade da concessionária de distribuição Cemig-D. Sendo assim, a referida
obra é de responsabilidade da distribuidora.
101. Dessa forma, este pleito da transmissora deve ser negado.
Dos reforços autorizados sem o estabelecimento prévio de RAP – Proteção
102. Furnas solicita que sejam consideradas, no cálculo da RAP referente aos reforços
autorizados sem estabelecimento prévio de receita, as obras de substituição de RDP que foram realizadas
pela concessionária apesar de não constarem explicitamente em atos autorizativos emitidos pela ANEEL.
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
103. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, não é possível estabelecer parcela
adicional de RAP para reforços que não constem em ato autorizativo.
104. Dessa forma, o pleito da transmissora deve ser negado.
Reforços – Anexo IA da Resposta ao Ofício Circular nº 10/2015-SRT/ANEEL
105. A concessionária solicita que a ANEEL reconheça a entrada em operação comercial,
conforme TL emitido pelo ONS, com o consequente cálculo da parcela adicional de RAP e PA
correspondentes para o reforço de substituição de 1 disjuntor e 2 chaves seccionadoras superadas no vão
de interligação de barras da SE Mascarenhas de Moraes e para o reforço de troca de barramento nas
entradas do VLT e conexão aos equipamentos de manobra dos vãos das LT 230 Mogi (CTEEP) – Mogi
(Furnas) e das LT 230 kV São José dos Campos – Mogi das Cruzes, circuitos 1 e 2, na SE Mogi das
Cruzes.
106. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, os TL autorizando a entrada em
operação comercial dos referidos reforços foram emitidos pelo ONS em data posterior ao limite (10 de
maio de 2015) estabelecido para envio das informações que seriam analisadas no âmbito do processo de
reajuste referente ao ciclo 2015-2016.
107. Dessa forma, o pleito da transmissora deve ser negado.
Das melhorias autorizadas
108. Furnas alega que diversas melhorias, concluídas entre 01/01/2013 e 31/12/2013,
encaminhadas para análise no âmbito do reajuste não foram consideradas pela ANEEL em razão da data
de previsão de implantação desses empreendimentos ser anterior a 1º de janeiro de 2013. Além disso,
Furnas cita melhorias que constam do PMI 2005 e PMI 2010-2013 que também não foram consideradas
pela ANEEL.
109. Diante disso, solicita que essas melhorias tenham sua parcela adicional de RAP
estabelecida na REH nº 1.918/2015, conforme REN nº 643/2014.
110. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, conforme REN nº 643/2014, não cabe
estabelecimento de parcela adicional de RAP, no reajuste do ciclo 2015-2016, para as melhorias cuja
previsão para entrada em operação comercial é anterior a 2013 e nem para aquelas que não constem nas
resoluções autorizativas e planos de modernização destacados no Art. 8º da REN º 643/2014, que é o
caso das melhorias apontadas por Furnas que constam nos PMI 2005 e PMI 2010-2013.
111. Dessa forma, este pleito deve ser negado.
112. Por fim, Furnas solicita que sejam reavaliadas as melhorias com código P5 e P12, ambas
implantadas na SE Rocha Leão, e P13, implantada na SE Brasília Geral, em razão de terem previsão para
entrada em operação comercial após 1º de janeiro de 2013, enquadrando-se, assim no exigido na
Resolução Normativa nº 643/2014.
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
113. Conforme consta na NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a concessionária está correta e
devem ser calculadas as parcelas adicionais de RAP referentes às melhorias na SE Brasília Geral e
Rocha Leão.
114. Dessa forma, este pleito deve ser acatado.
PA Apuração de Rede Básica do Contrato de Concessão nº 006/2005
115. Furnas alega que há um equívoco no cálculo da PA Apuração de Rede Básica do contrato
de concessão nº 006/2005, pois informa que não recebeu no mês de Junho/2014, conforme informado
pelo ONS e considerado no cálculo da referida PA Apuração, o valor de R$ 99.636,12 referente à rubrica
de receita "RBL Retroativo". Portanto, solicita o recálculo da PA desconsiderando esse valor.
116. O ONS, por meio de correspondência eletrônica, confirmou que o valor de R$ 99.636,12
referente à rubrica de receita "RBL Retroativo" foi equivocadamente atribuído ao contrato de concessão
nº 006/2005 de Furnas, quando deveria ter sido atribuído ao contrato de concessão nº 012/2007 da Chesf.
117. Diante do exposto, o pleito da concessionária deve ser deferido, a PA Apuração de Rede
Básica do contrato nº 006/2005 a ser paga por Furnas deve ser alterada de R$ 1.726.491,00 para
R$ 1.614.631,71, a preços de junho de 2015, e a PA Apuração de Rede Básica do contrato nº 012/2007 a
ser paga pela Chesf deve ser alterada de R$ 998.975,41 para R$ 1.107.053,64, a preços de junho de
2015.
PA Apuração de Rede Básica do Contrato de Concessão nº 062/2001
118. Furnas alega também que há equívocos no cálculo da PA Apuração de Rede Básica do
contrato de concessão nº 062/2001, cujo valor a ser recebido pela concessionária deveria ser de
R$ 30.067.240,64 e não de R$ 24.092.502,14, conforme homologado pela REH nº 1.918/2015. Furnas
apresenta seus argumentos, conforme detalhado abaixo, e solicita as correções necessárias.
a)
RBSE mês de Junho/2014:
119. A concessionária alega que, no cálculo da PA Apuração, deveria ter sido considerado
para a rubrica RBSE, no mês de junho/2014, o valor de R$ 31.765.169,81, conforme reconhecido pelo
Despacho nº 1.783/2014, no entanto, o valor considerado pela ANEEL foi de R$ 31.746.325,81, ou seja,
uma diferença de R$ 18.844,00. Sendo assim, solicita as correções necessárias.
120. A diferença apontada pela concessionária deve-se a reclassificação de Rede Básica para
Rede Básica de Fronteira (ANGRA FUR-500/138 kV), no ciclo 2014-2015, do TR 138/138 kV ANGRA FUR
TRD1 RJ e seus módulos de conexão. Como consequência, a PA Apuração do mês de junho de 2014 foi
impactada fazendo com que a concessionária recebesse um valor a menor associada à PA Apuração de
Rede Básica e um valor a maior associada à PA Apuração de Rede Básica de Fronteira.
121. Sendo assim o pleito da concessionária deve ser acatado e, para corrigir esse impacto
devem-se aplicar as parcelas de ajuste apresentadas a seguir:
Grupo Pagador Valor (R$) – Ref. Jun/2015
Rede Básica 21.743,71
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
ANGRA FUR-500/138 kV -21.743,71
b) RBNI mês de Junho/2014:
72. A concessionária alega que, no cálculo da PA Apuração, deveria ter sido considerado
para a rubrica RBNI, no mês de junho/2014, o valor de R$ 1.406.793,14, conforme reconhecido pelo
Despacho nº 1.783/2014, no entanto, o valor considerado pela ANEEL foi de R$ 1.259.255,03. Sendo
assim, solicita as correções necessárias.
73. A diferença apontada pela concessionária refere-se à parcela de RAP associada à obra
autorizada por meio da REA nº 2.367/2010: "Remanejar o módulo de entrada de linha 230 kV para Barro
Alto, construir trecho provisório de linha de transmissão 138 kV para Pirineus, construir trecho de linha de
transmissão 138 kV em circuito duplo para Pirineus e Barro Alto até a saída da subestação, desativar o
circuito provisório e o trecho de linha de transmissão 138 kV para Pirineus, para permitir a instalação do
TR 09".
74. De acordo com a NT nº 034/2010-SRT/ANEEL, que instruiu a emissão da REA
nº 2.367/2010, a totalidade do adicional de RAP associada às obras mencionadas anteriormente seria
paga à concessionária no período de um ano.
75. De acordo com o TLD 099/D/5/2013, emitido pelo ONS, as obras mencionadas entraram
em operação comercial em 12/09/2012. Sendo assim, a parcela de RAP associada a esses reforços foi
totalmente paga até 12/09/2013, não restando nenhum valor a ser pago no mês de Junho/2014.
76. Sendo assim, apesar desse adicional de RAP compor a RBNI a ser recebida por Furnas
ao longo do ciclo 2013-2014, conforme apresentado no Anexo I do Despacho nº 1.783/2014, a
concessionária fez jus a esse adicional de RAP somente até 12/09/2013, conforme definido na REA
nº 2.367/2010, não devendo o seu valor ser considerado na apuração do mês de junho/2014.
77. Portanto, o pleito da concessionária deve ser negado.
c) RBNI mês de Maio/2015:
78. A concessionária alega que, no cálculo da PA Apuração, deveria ter sido considerado
para a rubrica RBNI, no mês de Maio/2015, o valor de R$ 1.435.789,31, conforme reconhecido pelo
Despacho nº 1.783/2014, no entanto, o valor considerado pela ANEEL foi de R$ 1.580.284,88. Sendo
assim, solicita as correções necessárias.
79. Esclarecemos que a diferença apontada pela concessionária está relacionada aos
adicionais de RAP referentes aos reforços autorizados sem RAP prévia que tiveram parcela de RAP
calculada e considerada como prevista no ciclo anterior, em função da ausência de TL, e que tiveram a

entrada em operação comercial reconhecida no ciclo 2015-2016, conforme NT
nº 0166/SCTANEEL. Esses adicionais de receita foram classificados como RBNI na apuração do ciclo
2014-2015.
78. Portanto, o pleito da concessionária deve ser negado.
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
d) RBNIA e Retroativo:
80. A concessionária alega que encontrou, no cálculo da PA Apuração de Rede Básica
homologada pela REH nº 1.918/2015, divergências entre os valores considerados pela ANEEL, para as
rubricas RBNIA e Retroativo, e os valores apurados por Furnas e faturados pelo ONS. Sendo assim,
solicita as correções necessárias.
81. Ressaltamos que as diferenças apontadas por Furnas referente às rubricas RBNIA e
Retroativo devem-se às parcelas de RAP associadas ao reforço de instalação, na SE Tijuco Preto, do
quarto banco de Autotransformadores Monofásicos 765/345 kV, de 3x500 MVA, autorizado por meio da
REA nº 2.010/2009. As parcelas de RAP associadas ao reforço mencionado foram consideradas nos
cálculos de Furnas e foram faturadas pelo ONS, no entanto, não foram consideradas pela ANEEL no
cálculo da PA Apuração.
82. Esclarecemos que as parcelas adicionais de RAP associadas ao reforço autorizado pela
REA nº 2.010/2009 não foram consideradas pela ANEEL no cálculo da PA Apuração, pois as obras
encontravam-se com o status de "Em andamento" no Siget, o que impedia a homologação da entrada em
operação comercial dessas instalações e consequentemente o reconhecimento da parcela de RAP
correspondente.
83. Adicionalmente, ressaltamos que foi encaminhado às concessionárias de transmissão, em
22/01/2015, o Ofício Circular nº 010/2015-SRT/ANEEL informando que seriam consideradas no reajuste
as receitas associadas às instalações em operação comercial cujas informações de conclusão do
empreendimento estivessem atualizadas pela concessionária no Siget até 10/05/2015.
84. Sendo assim, o pleito da concessionária deve ser negado.
85. No entanto, esclarecemos que a entrada em operação comercial das instalações
mencionadas e o correspondente reconhecimento da parcela de RAP que a concessionária faz jus a partir
da data constante no TL serão considerados no reajuste subsequente à atualização da informação, por
parte de Furnas, da conclusão da obra no Siget.
III.16. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA CEMIG-GT
O&M dos Reforços sem RAP Prévia
86. A Cemig-GT alega que no estabelecimento da parcela adicional de RAP referente a
reforços relacionados a instalações de novos equipamentos, não foi considerado o percentual regulatório
de 2,0% sobre o investimento referente à operação e manutenção das instalações.
87. Sendo assim, a Cemig-GT solicita que as respectivas parcelas de RAP apresentadas pela
concessionária em seu Recurso Administrativo sejam alteradas considerando o correto percentual de
O&M.
88. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, para os reforços apontados pela
concessionária, verificou-se que, equivocadamente, não foi considerado o adicional referente à O&M.
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: AF9BA0B000350F23 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
89. Dessa forma, o pleito da concessionária deve ser acatado e as parcelas de RAP e PA
referentes aos reforços mencionados pela transmissora devem ser recalculadas.
Parcela de Ajuste da RAP Retroativa da SE São Gotardo 2
90. Em seu Pedido de Reconsideração a Cemig-GT solicita que sejam alteradas as datas de
entrada em operação comercial, de 24/06/2014 para 01/03/2014, dos reforços autorizados, na SE São
Gotardo 2, por meio da REA nº 3.792/2012, reconhecendo a antecipação da entrada em operação
comercial desses reforços com o consequente cálculo de Parcela de Ajuste, no valor de R$ 774.802,98,
devido a essa alteração.
91. A entrada em operação comercial desses reforços foi homologada por meio da REH nº
1.918/2015, conforme Termos de Liberação 146/D/6/2014, 147/D/6/2014 e 148/D/6/2014 encaminhados
pelo ONS pro meio da Carta ONS-943/100/2014, de 24/06/2014.
92. No entanto, por meio da Carta ONS-1146/100/2015, de 6 de julho de 2015, o ONS
retificou os Termos de Liberação mencionados conforme tabela a seguir:
Data Operação Comercial Data Operação Comercial

Termo de Liberação Módulo (Carta ONS- Retificada (Carta ONS943/100/2014) 1146/100/2015)

| TL ONS 146/D/6/2014 | MC 345 kV TR 500/345 kV SAO GOTARDO 2 TR3 MG | 24/06/2014 | 10/03/2014 |
| --- | --- | --- | --- |
| TL ONS 147/D/6/2014 | MC 345 kV TR 500/345 kV SAO GOTARDO 2 TR4 MG | 24/06/2014 | 02/05/2104 |
| TL ONS 148/D/6/2014 | MG 500 kV SAO GOTARDO 2 MG1 MG | 24/06/2014 | 02/05/2104 |
| TL ONS 148/D/6/2014 | IB 345 kV MG 500 kV SAO GOTARDO 2 MG1 MG IB1 | 24/06/2014 | 02/05/2104 |

93. Diante do exposto, o pleito da concessionária deve ser parcialmente acatado e as datas
de entrada em operação comercial dos reforços autorizados por meio da REA nº 3.792/2012 devem ser
alteradas conforme Carta ONS-1146/100/2015 o que gera um valor adicional de PA Apuração de Rede
Básica no montante de R$ 468.370,95, a preços de junho de 2015, a ser recebido pela Cemig-GT.
PA Outros Ajustes (Suspensão de Pagamento Base)
94. A concessionária alega que houve inconsistências no cálculo da PA referente à
Suspensão de Pagamento Base de FT na SE Jaguara e SE Taquaril. A Cemig-GT informa que o período
em que os equipamentos encontravam-se indisponíveis estava sendo considerado incorretamente nas
fórmulas constantes das planilhas de cálculo anexas à Nota Técnica n° 159/2015- SGT/ANEEL. Sendo
assim, solicita o recálculo da referida PA.
95. De fato, verificamos que houve uma falha no cálculo da PA referente à Suspensão de
Pagamento Base de algumas FT da Cemig-GT devido a uma inconsistência em uma das fórmulas
utilizada nas planilhas de cálculo. Além disso, verificamos que o mesmo problema ocorreu no cálculo da
PA referente à Suspensão de Pagamento Base da Eletronorte e de Furnas.
96. A tabela abaixo apresenta o novo valor a ser devolvido pelas concessionárias
mencionadas referente à Suspensão de Pagamento Base após a correção da planilha.
Valor a ser devolvido Valor a ser devolvido Diferença

Transmissora Contrato Grupo Pagador
REH 1.918/2015 corrigido (R$) Ref. jun/2015
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: AF9BA0B000350F23 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
(R$) Ref. jun/2015 (R$) Ref. jun/2015

Cemig-GT 006/1997 Rede Básica -2.379.462,22 -2.280.706,14 98.756,08
Eletronorte 058/2001 Rede Básica -2.468.625,54 -2.126.557,95 342.067,59
Furnas 062/2001 Rede Básica -3.388.354,79 -3.366.328,57 22.026,22
97. Sendo assim, o pleito da concessionária deve ser acatado.
RAP dos reforços implementados na SE Juiz de Fora 1 (REA nº 2.970/2011)
98. A concessionária alega que não foram homologadas na REH nº 1.918/2015 as datas de
entrada em operação comercial dos reforços associados à instalação, na SE Juiz de Fora 1, de um IB 138
kV e correspondente complementação de Módulo Geral, autorizados por meio da REA nº 2.970/2011.
99. A Cemig-GT informa que essas obras já se encontram em operação comercial e possuem
TL emitido conforme tabela a seguir. Sendo assim, solicita a homologação da entrada em operação
comercial dos reforços, conforme respectivos Termos de Liberação, o reconhecimento da parcela de RAP
correspondente e o reconhecimento da PA associada.

Obra Módulo Termo de Liberação Data Operação Comercial
Instalar, na SE Juiz de Fora 1, um módulo de
IB 138 kV MG 345 kV JUIZ

interligação de barras em 138 kV, arranjo BPT, TL ONS 146/D/6/2014 26/05/2013
DE FORA 1 MG1 MG IB2
incompleto.
Ampliação do módulo geral com a instalação de um
MG 345 kV JUIZ DE FORA 1

módulo de infraestrutura de manobra 138 kV, arranjo MG1 MG TL ONS 287/D/7/2013 27/05/2013
barra principal e transferência.
100. De fato, as obras mencionadas pela concessionária não tiveram a entrada em operação
comercial reconhecida pela REH nº 1.918/2015. Sendo assim, o pleito da Cemig-GT deve ser acatado e
as obras mencionadas devem ser consideradas em operação comercial, de acordo com as informações
constantes nos respectivos Termos de Liberação encaminhados pelo ONS, o que gera um valor adicional
de PA Apuração de Rede Básica no montante de R$ 45.636,29, a preços de junho de 2015, a ser recebido
pela Cemig -GT.
Obras de Reforço SE Taquaril
101. A Cemig-GT solicita que a ANEEL considere no cálculo da RAP referente a reforços
autorizados sem receita prévia a conclusão de substituição dos TC do vão de transferência 345 kV da SE
Taquaril cuja operação comercial foi autorizada pelo TLD 320/D/5/2015.
102. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, o citado TL foi emitido em data posterior
ao limite (10 de maio de 2015) estabelecido para envio das informações que seriam analisadas no âmbito
do processo de reajuste referente ao ciclo 2015-2016.
103. Portanto, o pleito da concessionária deve ser negado.
Retificação da Classificação do Usuário do Módulo LT 230 kV Nova Era 2 / Silicon MG
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
104. A concessionária informa que o usuário do módulo LT 230 kV Nova Era 2 / Silicon C-1,
classificado como DIT de Uso Exclusivo, é o consumidor livre Nova Era Silicon e não a Cemig-D, conforme
consta na REH nº 1.918/2015. Sendo assim, solicita correções.
105. De fato, o usuário do referido módulo é o consumidor livre Nova Era Silicon, conforme
consta no CCT-2014-095 assinado entre a Cemig-GT e o referido consumidor.
106. Portanto, o pleito da concessionária deve ser acatado e o usuário do módulo mencionado
deve ser corrigido.
III.17. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA COPEL-GT
Melhorias – Art. 8º da REN 643/2014
107. A Concessionária solicita que sejam consideradas na REH nº 1.918/2015 as parcelas
adicionais de RAP referentes às melhorias previstas para entrar em operação comercial até 31/12/2012 e
implantadas entre 01/01/2013 e 31/12/2013. De acordo com a Copel-GT, o pleito fundamenta-se nas
Cláusulas Terceira e Quinta do Contrato de Concessão nº 060/2001.
108. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a Resolução Normativa nº 643/2014
estabelece, em seu Art. 8º, que serão consideradas no reajuste anual de RAP, a vigorar a partir de 1º de
julho de 2015, as melhorias com previsão de entrada em operação a partir de 1º de janeiro de 2013 e que
tenham entrado em operação comercial entre 1º de janeiro e 31 de dezembro de 2013.
109. Portanto, o pleito da concessionária deve ser negado.
Reforços autorizados sem o estabelecimento prévio de RAP
110. A concessionária informa que não foram consideradas na REH nº 1.918/2015 as parcelas
adicionais de RAP referentes aos reforços nas SE Bateias, Ponta Grossa Norte e Umbará autorizados por
meio da REA nº 2.837/2011 e REA nº 3.578/2012 e que já se encontram em operação comercial. Sendo
assim, solicita o estabelecimento da parcela adicional de RAP correspondente.
111. Conforme consta na NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, com relação ao reforço de instalação
de um módulo de entrada de linha 138 kV (conexão da nova LT 138 kV Bateias - Almirante Tamandaré) na
SE Bateias foi identificada a operação comercial da instalação por meio do TL 384/D/4/2015. Portanto,
deve-se estabelecer parcela adicional de RAP para este empreendimento.
112. No entanto, com relação aos reforços nas SE Ponta Grossa Norte e Umbará, não foi
identificado TL para os empreendimentos e, portanto, conforme estabelece a Resolução Normativa nº
454/2011, não é possível estabelecer parcelas adicionais de RAP para esses empreendimentos.
113. Portanto, o pleito da concessionária deve ser parcialmente acatado.
MUST considerado para o rateio dos encargos de conexão da ICG João Câmara III
122. Em seu Pedido de Reconsideração, o agente questiona os MUST considerados no cálculo
dos encargos de conexão de ICG para o ciclo 2015-2016 das centrais de geração EOL Nova Euros IV,
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EOL Asa Branca I, EOL Asa Branca II, EOL Asa Branca III, EOL Santa Maria, EOL Santa Helena e EOL
Ventos de Santo Uriel.
123. A Copel-GT alega que a ANEEL não considerou no cálculo as mudanças posteriores nas
características técnicas dessas usinas, que consequentemente provocaram alterações em suas potências
instaladas. Sendo assim, solicita correções.
124. Cabe esclarecer que para o cálculo dos Encargos de Conexão de ICG associados às
centrais de geração, considerou-se como máximas potências injetáveis, conforme § 1º do art. 5º da REN
nº 320/2008, o maior valor entre o montante de uso contratado no CUST e a potência declarada pela
central de geração na chamada pública, no caso de novas ICG, ou a potência considerada na Resolução
que autoriza reforços para a ampliação de ICG existentes.
125. Esse entendimento deriva do fato de que os estudos que subsidiam o planejamento e
dimensionamento das instalações de ICG têm como base as informações que constam na chamada
pública ou no ato que autoriza os reforços para a ampliação das ICG existentes.
126. Diante do exposto, o pleito da concessionária não deve ser acatado.
Período considerado no cálculo da Parcela de Ajuste referente à entrada de novos acessantes na ICG
João Câmara III
114. Conforme consta no item "III.3.2.1 Novos Acessantes" da NT nº 155/2015-SGT/ANEEL,
de 17/06/2015, foram estabelecidos os valores de passivos financeiros referentes a entrada de novos
acessantes, ao longo do ciclo 2014-2015, na ICG João Câmara III e que, por não possuírem encargo de
conexão de ICG estabelecido na REH nº 1.756, de 2014, não recolheram os encargos de conexão
devidos.
127. No caso das centrais de geração EOL Santa Maria, EOL Santa Helena e EOL Ventos de
Santo Uriel o passivo financeiro foi calculado no período de 13/10/2014, data considerada pela ANEEL
como data de entrada em operação comercial das instalações de transmissão da ICG João Câmara III, até
30/06/2015.
115. A concessionária solicita que o passivo financeiro das centrais de geração mencionadas
seja calculado considerando o período de 24/11/2014 até 30/06/2015, pois, conforme justificativa da
transmissora, o Despacho ANEEL nº 584, de 3 de março de 2015, atesta que as instalações da ICG João
Câmara III foram efetivamente disponibilizadas para os usuários somente em 24/11/2014.
116. Cumpre esclarecer que o Despacho ANEEL nº 584/2015, mencionado pela transmissora,
trata de reconhecimento da data de 24/12/2014 como termo final para entrada em operação comercial de
parques eólicos conectados na ICG João Câmara III.
117. Além disso, conforme consta na REN nº 454/2011, o que caracteriza a entrada em
operação comercial e integração ao Sistema Interligado Nacional – SIN de ampliações e reforços em
instalações de transmissão sob responsabilidade de concessionárias de serviço público de transmissão é
a emissão, pelo ONS, de TL autorizando a transmissora a iniciar a partir da data especificada a operação
comercial das instalações de transmissão discriminadas no TL.
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118. Ademais, conforme consta na REN nº 454/2011, a transmissora fará jus ao recebimento
da parcela de RAP correspondente às Funções Transmissão liberadas para operação comercial a partir da
data especificada no respectivo TL.
119. Por meio da Carta ONS nº 1591/100/2014, de 15 de outubro de 2014, o ONS encaminhou
à ANEEL os Termos de Liberação autorizando a transmissora responsável pela ICG João Câmara III a
iniciar a partir de 13/10/2014 a operação comercial das instalações de transmissão da ICG João Câmara
III.
120. No cálculo do passivo financeiro de que trata o item "III.3.2.1 Novos Acessantes" da NT nº
155/2015-SGT/ANEEL, foi utilizada a data de 13/10/2014 como sendo a data de entrada em operação
comercial das instalações de transmissão da ICG João Câmara III, conforme consta nos Termos de
Liberação encaminhados pelo ONS.
121. Diante do exposto, o pleito da concessionária não deve ser acatado.
Duplicidade nos valores de Parcela de Ajuste das centrais de geração EOL Santa Maria, EOL Santa
Helena e EOL Ventos do Santo Uriel
122. A concessionária alega que houve um equívoco no cálculo dos encargos de conexão de
ICG para o ciclo 2015-2016 das centrais geradoras EOL Santa Maria, EOL Santa Helena e EOL Ventos de
Santo Uriel, uma vez que o componente financeiro estabelecido na REH nº 1.918/2015 foi considerado em
duplicidade.
123. De fato, o componente financeiro das centrais geradoras EOL Santa Maria, EOL Santa
Helena e EOL Ventos de Santo Uriel foram considerados em duplicidade no encargo de conexão de ICG
estabelecido pela REH nº 1.918/2015 para essas centrais geradoras, de modo que se deve efetuar a
correção.
124. A tabela abaixo apresenta os valores de encargos anuais para o custeio da ICG João
Câmara III para o ciclo 2015-2016 após a alteração mencionada acima e a alteração mencionada nos itens
20 a 26 desta Nota Técnica.
Valor Econômico do Encargo de Valor Total do Encargo de
MUST Considerado Financeiro Considerado

| Central Geradora | ICG para o Ciclo 2015-2016 (R$ - | ICG para o Ciclo 2015-2016 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| (MW) | Jun/2015) | (R$ - Jun/2015) | (R$ - Jun/2015) |  |
| EOL Eurus I | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Eurus III | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Eurus II | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Renascença V | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Ventos de São Miguel | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Renascença I | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Renascença II | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Renascença III | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Renascença IV | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Pedra Preta | 20,70 | 142.008,28 | -11.583,52 | 130.424,76 |
| EOL Juremas | 16,10 | 110.450,88 | -9.009,40 | 101.441,48 |

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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.

| EOL Costa Branca | 20,70 | 142.008,28 | -11.583,52 | 130.424,76 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| EOL Macacos | 20,70 | 142.008,28 | -11.583,52 | 130.424,76 |
| EOL Campo dos Ventos II | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Asa Branca IV | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Asa Branca V | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Asa Branca VI | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Asa Branca VII | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Asa Branca VIII | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL São Bento do Norte | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Olho D'Água | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Farol | 19,80 | 135.834,00 | -11.079,88 | 124.754,12 |
| EOL Boa Vista | 13,22 | 90.693,21 | -7.397,78 | 83.295,43 |
| EOL Nova Eurus IV | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Asa Branca I | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Asa Branca II | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Asa Branca III | 30,00 | 205.809,10 | -16.787,70 | 189.021,40 |
| EOL Santa Maria | 28,50 | 195.518,64 | 143.535,79 | 339.054,43 |
| EOL Santa Helena | 28,50 | 195.518,64 | 143.535,79 | 339.054,43 |
| EOL Ventos de Santo Uriel | 15,00 | 102.904,55 | 75.545,15 | 178.449,70 |
| EOL Morro dos Ventos II | 29,16 | 200.046,44 | 52.162,65 | 252.209,09 |

125. Diante do exposto, o pleito da concessionária deve ser acatado.
III.18. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA ELETROSUL
Da correção de proprietário de instalação de transmissão
126. A Eletrosul alega que os módulos de entrada de linha em 230 kV da LT Foz do Chopim /
S. Osório C-1, da LT S. Osório / Cascavel C-1, ambos na SE Salto Osório e o módulo de entrada de linha
em 230 kV da LT Ibipora / Londrina ESU C-1, na SE Londrina ESU foram, por meio da REH nº 1.559/2013,
equivocadamente incluídos na base de ativos da Copel-GT.
127. A concessionária informa que, na realidade, as referidas instalações são de propriedade
da Eletrosul, uma vez que esses módulos constam no Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão
nº 057/2001- ANEEL, que prorrogou a concessão da transmissora, e é ela quem realiza, até o momento,
as atividades de operação e manutenção desses equipamentos.
128. Esclarecemos que esses módulos são remunerados por meio da RAP estabelecida pela
Portaria MME nº 579/2012.
129. De fato, as três entradas de linha mencionadas pela Eletrosul são de propriedade dessa
concessionária e foram equivocadamente consideradas na base de ativos da Copel-GT. Sendo assim, as
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
referidas instalações foram reincluídas na base de ativos da Eletrosul com a consequente realização de
um novo rateio da RAP estabelecida pela Portaria MME nº 579/2012 da Eletrosul.
130. Diante do exposto, o pleito da Eletrosul deve ser deferido.
Estabelecimento de Parcela de RAP para Melhorias
131. A Eletrosul alega que a parcela de RAP referente à substituição do disjuntor do módulo de
entrada de linha da LT 230 kV Cascavel – Salto Osório C1, na SE Salto Osório, aparece no Anexo X da
Nota Técnica nº 159/2015-SGT/ANEEL como devida à Copel-GT embora tenha sido incluída na planilha
de cálculo de adicional de RAP da Eletrosul. Sendo assim, solicita retificação e o reconhecimento da RAP
em favor da Eletrosul.
132. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a transmissora está correta, e o referido
módulo é de propriedade da Eletrosul e consequentemente a parcela de RAP referente à melhoria
mencionada deve ser considerada para a Eletrosul.
133. Portanto, este pleito deve ser acarado.
134. A Eletrosul também argumenta que no cálculo da parcela de RAP associada à
substituição do banco de baterias da SE Salto Osório foi considerado apenas um banco quando deveriam
ter sido considerados dois. Sendo assim, solicita correções.
135. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a transmissora está correta, e deve ser
considerado, no cálculo da parcela de RAP referente à melhoria mencionada, mais um banco de baterias.
136. Portanto, este pleito deve ser acatado.
137. A concessionária também solicita que seja considerada a parcela adicional de RAP
referente à recapacitação da proteção da LT 230 kV Londrina – Apucarana C1 nas entradas de linha das
SE Londrina e Apucarana, conforme previsto no PMI 2012 – 2015.
138. Conforme consta na NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, somente o módulo de entrada de
linha na SE Londrina é de propriedade da Eletrosul, devendo ser estabelecida parcela adicional de RAP
referente a implantação desta melhoria.
139. Portanto, este pleito deve ser parcialmente acatado.
140. A Eletrosul também solicita que seja estabelecido adicional de RAP referente à melhoria
de substituição de para-raios do módulo de entrada de linha 230 kV da LT S. Ângelo – Santa Rosa C1, na
SE Santo Ângelo, não considerado na REH nº 1.918/2015.
141. Conforme consta na NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a melhoria informada pela
concessionária está descrita no PMI 2013-2016 e obedece aos critérios apontados na REN nº 643/2014 e,
assim, foi estabelecido adicional de RAP referente a instalação de para-raios no módulo EL 230 kV
SANTO ANGELO LT 230 kV SANTO ANGELO /SANTA ROSA 1 C-1 RS.
142. Portanto, este pleito deve ser acatado.
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
143. Por fim, a Eletrosul solicita que seja estabelecida parcela adicional de RAP referente à
substituição de banco de baterias, na SE Areia, não considerado na REH nº 1.918/2015.
144. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a concessionária está correta, e deve ser
estabelecida parcela de RAP referente à substituição de banco de baterias na SE Areia.
145. Portanto, este pleito deve ser acatado.
Correção de associação de Parcela Adicional de RAP
146. A Eletrosul alega que a parcela adicional de RAP referente à substituição de para-raios
230 kV para a entrada de linha da LT Palhoça – Blumenau C1, na SE Palhoça, foi equivocadamente
associada ao módulo EL 138 kV PALHOCA ESU LT 138 kV PALHOCA CSC /PALHOCA ESU C-1 SC
quando deveria ter sido associada ao módulo EL 230 kV PALHOCA ESU LT 230 kV BLUMENAU
/PALHOCA ESU C-1 SC.
147. Já quanto à substituição de TC 230 kV do módulo de conexão do TF1 da SE Blumenau, a
parcela de RAP foi equivocadamente associada ao módulo MC 138 kV TR 230/138 kV BLUMENAU TR1
SC quando deveria ter sido associada ao módulo MC 230 kV TR 230/138 kV BLUMENAU TR1 SC. Sendo
assim solicita correções.
148. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a transmissora está correta e as
parcelas de RAP devem ser associadas aos módulos apontados pela concessionária.
149. Sendo assim, o pleito da concessionária deve ser acatado.
Correção de situação de módulo
150. A Eletrosul apresentou uma relação de instalações que, segundo a concessionária, tratase de módulos existentes e em operação comercial, mas cuja situação do módulo na planilha "Lista de
Módulos" do Anexo X da NT nº 0159/2015-SGT/ANEEL encontra-se como "Reforço em execução". De
acordo com a concessionária, esses módulos deveriam ter sua situação alterada para "Em operação
comercial".
151. Informamos que nas instalações apresentadas pela Eletrosul, apesar de módulos
existentes, foram autorizados reforços posteriores que ainda se encontram em andamento, o que
caracteriza a situação "Reforço em execução".
152. Sendo assim, o pleito da concessionária deve ser negado.
III.19. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA CHESF
Divergências no valor da RAP na planilha Lista de Módulos
153. A Chesf alega que há divergência no valor da parcela adicional de RAP referente à
substituição do capacitor BC 69 kV 20,3 Mvar JARDIM SE BC2 SE disponível na planilha de cálculo,
anexa à NT nº 0166/2015-SCT/ANEEL, e no Anexo XI na NT nº 0159/2015-SGT/ANEEL.
CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: AF9BA0B000350F23 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
154. Dessa forma, a concessionária solicita que seja considerado o valor de R$ 206.045,47 e
não o valor de R$ 205.860,58, ambos a preços de junho de 2014, para a parcela de RAP referente ao
empreendimento.
155. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a transmissora está correta e a parcela
de RAP deve ser corrigida conforme apontado pela Chesf.
156. Sendo assim, o pleito da concessionária deve ser acatado.
Descontos de Vida Útil remanescente
157. A Chesf alega que, no estabelecimento da parcela adicional de RAP referente às
melhorias de substituições de TC 500 kV do Tipo AKOF em vários módulos de manobra da
concessionária, foi descontada a parcela correspondente ao percentual de vida útil remanescente desses
equipamentos quando comparada à vida útil regulatória.
158. Diante disso, a transmissora solicita que seja considerada vida útil residual nula para essa
família específica de TC substituídos, não ensejando, portanto, descontos sobre o cálculo da parcela
adicional de RAP para os novos equipamentos instalados.
159. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, o conceito de melhoria, conforme
disposto na REN nº 443/2011, inclui a substituição de equipamentos em instalações de transmissão
existentes com objetivo de manter a prestação de serviço adequado de transmissão de energia elétrica
conforme disposto na Lei n° 8.987/1995, caso em que se enquadram os equipamentos citados pela
concessionária.
160. Além disso, conforme disposto no Submódulo 9.7 do PRORET, aprovado pela Resolução
Normativa n° 643, de 16 de dezembro de 2014, no cálculo de parcela de RAP referente à substituição de
equipamentos classificada como melhoria deverá ser observada a vida útil remanescente dos
equipamentos substituídos.
161. Portanto, o pleito da concessionária deve ser negado.
Parcelas adicionais de RAP para reforços com termo de liberação não identificado
162. A Chesf alega que não houve estabelecimento de parcela adicional de RAP referente à
substituição da chave seccionadora em 69 kV 32V3-6, na SE Matatu, sob a justificativa, por parte da
ANEEL, de que não foi identificado TL para este reforço. De acordo com a Chesf, a entrada em operação
comercial deste reforço foi autorizada pelo TL 042/P/5/2014.
163. Conforme consta na NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, o TL apresentado pela
concessionária não possui em sua descrição o reforço informado pela transmissora.
164. Portanto, este pleito da concessionária deve ser negado.
165. Além disso, a transmissora também alega que não foi estabelecida parcela adicional de
RAP referente à instalação de dois módulos de entrada de linha em 230 kV, na SE Suape II, destinadas ao
atendimento da Refinaria Abreu e Lima também sob a justificativa, por parte da ANEEL, de não ter sido
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identificado o TL desses reforços. De acordo com a Chesf, a operação comercial dessas instalações foi
autoriza pelos TL 506/D/7/2015 e 507/D/7/2015, emitidos em julho de 2015.
166. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, os termos de liberação referentes aos
reforços foram emitidos em julho de 2015, após a emissão da REH nº 1.918/2015. Portanto, a
concessionária deve informar a entrada em operação comercial dessas instalações quando forem
solicitadas as informações para o reajuste de RAP do Ciclo 2016-2017.
167. Dessa forma, este pleito da concessionária deve ser negado.
Parcelas adicionais de RAP para melhorias enquadradas no Art. 8º da REN nº 643/2014
168. A Chesf alega que diversas melhorias com entrada em operação comercial prevista nas
REA nº 2.040/2009 e nº 2.376/2010 a partir de 1º de janeiro de 2013 não tiveram a respectiva parcela
adicional de RAP estabelecida na REH nº 1.918/2015, em desacordo com o disposto no Art. 8º da REN nº
643/2014. Dessa forma, a concessionária solicita que sejam estabelecidas as correspondentes parcelas
de RAP e PA a partir da entrada em operação comercial das instalações.
169. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, parte das melhorias apresentadas pela
transmissora, embora tenham entrada em operação comercial prevista a partir de 1º de janeiro de 2013,
entraram em operação comercial apenas em 2014. Para estes casos, conforme estabelece o Art. 8º da
REN nº 643/2014, a avaliação e eventual estabelecimento de parcela adicional de RAP deverá ser
realizado no reajuste de RAP do ciclo 2016-2017.
170. Quanto às melhorias apresentadas pela Chesf, que entraram em operação comercial
entre 1º de janeiro de 2013 e 31 de dezembro de 2013, a concessionária encaminhou estas melhorias
enquadradas como reforços, isto é, não apresentou as datas de entrada em operação comercial dos
módulos em que foram realizadas as respectivas melhorias, informação necessária para o cálculo da
parcela adicional de RAP, conforme exigido no Submódulo 9.7 do PRORET, aprovado pela REN n° 643/
2014.
171. Portanto, o pleito da concessionária deve ser negado.
Parcelas adicionais de RAP calculadas e não apresentadas na Lista de Módulos
172. A Chesf alega que três obras referentes a reforços nas SE Mossoró II, Tacaimbó e Paulo
Afonso III, embora constem na planilha de cálculo anexa à NT nº 166/2015-SCT/ANEEL, não foram
reconhecidas pela REH nº 1.918/2015. Sendo assim, solicita correções.
173. De acordo com a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, a concessionária está correta, e as
parcelas de RAP associadas às obras mencionadas pela Chesf devem ser consideradas na REH nº
1.918/2015.
174. Portanto, o pleito da concessionária deve ser acatado.
Divergência na RAP dos Contratos de Concessão nº 017/2009 e nº 018/2009 que passaram por Revisão
Tarifária (REH nº 1.901/2015)
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175. Os contratos de concessão nº 017/2009 e nº 018/2009 foram objeto de revisão periódica
da RAP, conforme estabelecido na Clausula Sétima dos referidos contratos. A revisão tarifária,
homologada pela REH nº 1.901/2015, considerou a referência de preços da receita reposicionada em 1º
de junho de 2015, para isso, foi utilizado no cálculo uma previsão do IPCA para mês de maio/2015 de
0,55%.
176. Sendo assim, a concessionária solicita que a RAP homologada pela REH nº 1.901/2015
seja retificada, considerando no cálculo da revisão periódica o valor efetivo do IPCA para mês de
maio/2015 que foi de 0,74%.
177. Este pleito foge ao escopo da REH nº 1.918/2015, devendo ser tratado no âmbito do
processo que instruiu a emissão da REH nº 1.901/2015, e, portanto, negado.
Divergência na RAP do Contrato de Concessão nº 007/2005
178. A concessionária alega que a parcela adicional de receita associada ao reforço no Módulo
Geral da SE Tauá II, autorizado pela REA nº 2.376/2010, contrato de concessão nº 007/2005, foi
reajustado incorretamente, uma vez que o índice monetário utilizado no reajuste foi o IPCA quando deveria
ter sido utilizado o IGP-M, conforme estabelecido no contrato de concessão. Sendo assim, a Chesf solicita
a retificação do valor da RAP, corrigindo o índice utilizado no reajuste.
179. De fato, o índice utilizado para realização do reajuste do referido adicional de RAP foi o
IPCA ao invés do IGP-M, conforme apontado pela concessionária. Dessa forma, o pleito da Chesf deve
ser acatado e o valor da parcela de RAP deve alterado de R$ 6.732,56 para R$ 6.532,84, a preços de
junho de 2015 e deve ser estabelecida PA a ser paga pela Chesf no valor de R$ 399,45, a preços de junho
de 2015.
Divergência na RAP do Contrato de Concessão nº 061/2001
180. A concessionária alega que não foi homologada na REH nº 1.918/2015 a data de entrada
em operação comercial do reforço referente à recapacitação de 115,5 km da LT 230 kV Angelim – Ribeirão
C-1, autorizado por meio da REA nº 2.823/2011, cuja operação comercial, segundo a concessionária, se
deu em 15/05/2014.
181. Sendo assim, a Chesf solicita que a ANEEL reconheça a entrada em operação comercial
do referido reforço e estabeleça uma PA no valor de R$ 3.033.327,16, a preços de junho de 2015,
referente à parcela de RAP que a concessionária faz jus, de 15/05/2014 a 30/06/2015.
182. De fato o referido reforço não teve a data de entrada em operação comercial homologada
na REH nº 1.918/2015. No entanto, esclarecemos que de acordo com o TL 052/D/1/2015, encaminhado
pelo ONS por meio da carta ONS nº 0132/100/2015, de 29/01/2015, o reforço entrou em operação
comercial em 21/01/2015, e não em 15/05/2014 como alegado pela Chesf.
183. Diante do exposto, o pleito da concessionária deve ser parcialmente acatado, sendo
reconhecida a entrada em operação comercial em 21/01/2015, e consequentemente a PA Apuração de
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Rede Básica do contrato nº 061/2001 a ser recebida pela Chesf deve ser alterada de R$ 1.951.250,05
para R$ 2.963.174,36, a preços de junho de 2015.
Divergência na PA Outros Ajustes do Contrato de Concessão nº 019/2010
184. O TL ONS 056/P/2/2014 reconheceu a data de 17/02/2014 para a entrada em operação
comercial do compensador estático da SE Extremoz II, objeto do contrato de concessão nº 019/2010 da
Chesf. No entanto, após reanálise do ONS, esse TL foi cancelado por meio da Carta ONS nº
0401/100/2014, de 24/03/2014. O cancelamento do referido TL não foi considerado na REH nº 1.756/2014.
185. Dessa forma, para corrigir esse equívoco, foi homologada pela REH nº 1.918/2015 uma
PA no valor de R$ 2.285.559,77, a preços de junho de 2015, a ser a ser devolvida pela Chesf, referente às
parcelas de RAP associadas ao compensador estático que foram recebidas indevidamente pela
transmissora a partir de 17/02/2014.
186. Em seu recurso administrativo, a Chesf não concorda com o valor da PA a ser devolvida,
e solicita que o valor seja reduzido para R$ 1.050.303,62. A concessionária alega que passou a receber
indevidamente a parcela adicional de RAP associada ao compensador estático apenas a partir de
01/07/2014, e não a partir de 17/02/2014, conforme considerado pela ANEEL.
187. Esclarecemos que na REH nº 1.756/2014, foi considerado, para o cálculo da PA Apuração
da Chesf, que as instalações de transmissão associadas ao compensador estático da SE Extremoz II
entraram em operação comercial em 17/02/2014, conforme informações constantes no TL ONS nº
056/P/2/2014. Sendo assim, no valor de PA Apuração homologado pela REH nº 1.756/2014, está incluso o
valor do adicional RAP associado ao compensador estático a partir de 17/02/2014.
188. Sendo assim, a concessionária recebeu indevidamente a parcela de RAP associada ao
compensador estático, por meio de PA Apuração, considerando a data de entrada em operação comercial
em 17/02/2014.
189. Portanto, o pleito da concessionária deve ser negado.
Divergência na PA Outros Ajustes do Contrato de Concessão nº 061/2001
190. Adicionalmente, a concessionária alega que a carta nº ONS 1147/100/2014, de
16/09/2014, alterou, de 19/08/2014 para 26/05/2014, a data do TL 232/P/8/2014 associado à obra de
instalação, na SE Mossoró II, de um reator de barra trifásico 230 kV de 20 Mvar e respectivo módulo de
conexão, autorizado por meio da REA nº 3.620/2012. Sendo assim, a Chesf solicita que seja reconhecida
PA no valor de R$ 186.122,98, a preços de junho de 2015, devido à alteração da data de entrada em
operação comercial do reforço mencionado.
191. Esclarecemos que a entrada em operação comercial dessa instalação foi homologada
pela REH nº 1.918/2015 já considerando a alteração estabelecida pela carta ONS nº 1147/100/2014.
Dessa forma, no caso do referido reforço, a data considerada no cálculo da PA Apuração foi 26/05/2014.
192. Portanto, o pleito da concessionária deve ser negado.
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PA Suspensão de Pagamento Base
193. A Chesf alega que a PA referente à suspensão de pagamento base das FT BC 13,8 kV
3,6 MVAr MOSSORO II BC1 RN e FT CS 30/-15 MVAr B.JESUS LAPA CS1 BA, não está correta, pois,
segundo a concessionária apenas o compensador síncrono esteve indisponível.
194. Primeiramente, cumpre esclarecer que este assunto foi tratado no âmbito do Processo
nº 48500.002158/2014-13, instruído pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade –
SFE, e o resultado da análise realizada pela SFE foi informado à SGT por meio do Memorando
nº 014/2015-SFE/ANEEL. No processo de reajuste das RAP, resta somente calcular a PA a ser devolvida
pela concessionária conforme as indisponibilidades informadas pela fiscalização. Portanto, análises
relativas à indisponibilidade dessas funções de transmissão não são objeto do processo de reajuste.
195. Adicionalmente, ressalta-se que, conforme o Art. 33 da REN nº 270/2007, a suspensão do
pagamento base aplica-se a toda a FT. Assim, pelo exposto, o pleito da Chesf deve ser negado.
CAIMI – Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis
196. A Chesf informa que não conseguiu identificar na REH nº 1.918/2015 o pagamento dos
valores referente ao Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI no valor total de
R$ 65.654.844,85, conforme consta no Memorando nº 418/2014-SRE/ANEEL, de 13 de agosto de 2014.
Sendo assim, solicita que sejam feitos os ajustes necessários para que esse valor seja considerado na
REH nº 1.918/2015 com as devidas correções.
197. Informamos que, conforme consta na NT nº 338/2014-SRT/ANEEL, de 25/11/2015, que
instruiu a emissão do Despacho nº 4.835/2014, que analisou os Recursos Administrativos em face da REH
nº 1.756/2014, o valor referente ao CAIMI foi incluído na RAP da Chesf e o valor retroativo incluído na PA
Outros Ajustes, totalizando o montante de R$ 65.654.844,85 mencionado.
198. Além disso, conforme determinado pelo Despacho nº 4.835/2014, as alterações propostas
pela NT nº 338/2014-SRT/ANEEL foram incorporadas no cálculo da PA Apuração homologada pela REH
nº 1.918/2015, uma vez que foi considerado em seu cálculo os valores de RAP e Parcela de Ajuste
aprovados pelo Despacho nº 4.835/2014, que já inclui os valores totais referentes ao CAIMI.
199. Portanto o pleito da concessionária deve ser negado.
Dos Encargos de Conexão da ICG Lagoa Nova II (REA nº 4.876/2014)
128. A concessionária informa que as Centrais Eólicas Macambira I, Macambira II, Calango 6,
Santana I e Santana II não foram consideradas no rateio dos Encargos Anuais de Conexão referente ao
custeio da ICG Lagoa Nova II após a entrada em operação comercial dos reforços autorizados por meio da
REA nº 4.876/2014. Diante do exposto, a concessionária solicita a retificação da REH nº 1.918/2015, com
a inclusão das referidas centrais geradoras.
129. De fato, os geradores mencionados não foram considerados no rateio dos Encargos
Anuais de Conexão referente ao custeio da ICG Lagoa Nova II após a entrada em operação comercial dos
reforços autorizados por meio da REA nº 4.876/2014, de modo que se deve efetuar a correção.
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130. Cumpre esclarecer que os CCT das usinas já foram celebrados com a Chesf.
131. A tabela abaixo apresenta os valores de encargos anuais para o custeio de ICG Lagoa
Nova II após a entrada em operação comercial dos reforços autorizados por meio da REA nº 4.876/2014
após a inclusão das centrais geradoras mencionadas.
MUST Encargos Anuais de ICG (R$ - Jun/2015)

Ato Central Geradora Considerado
Compartilhado REA nº 4.876/2014 Financeiro Total
(MW)

| EOL Calango 1 | 30,00 | 204.204,38 | 0,00 | 0,00 | 204.204,38 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| EOL Calango 2 | 30,00 | 204.204,38 | 0,00 | 0,00 | 204.204,38 |
| EOL Calango 3 | 30,00 | 204.204,38 | 0,00 | 0,00 | 204.204,38 |
| EOL Calango 4 | 30,00 | 204.204,38 | 0,00 | 0,00 | 204.204,38 |

CP 001/2010

| EOL Calango 5 | 30,00 | 204.204,38 | 0,00 | 0,00 | 204.204,38 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| EOL Serra da Santana III | 28,80 | 196.036,20 | 0,00 | 0,00 | 196.036,20 |
| EOL Serra da Santana I | 19,80 | 134.774,89 | 0,00 | 0,00 | 134.774,89 |
| EOL Serra da Santana II | 28,80 | 196.036,20 | 0,00 | 0,00 | 196.036,20 |
| EOL Macambira I | 20,00 | 136.136,25 | 352.155,03 | 0,00 | 488.291,28 |
| EOL Macambira II | 18,00 | 122.522,63 | 316.939,53 | 0,00 | 439.462,15 |

REA nº

EOL Calango 6 30,00 204.204,38 528.232,54 0,00 732.436,92
4.876/2014

EOL Santana I 30,00 204.204,38 528.232,54 0,00 732.436,92
EOL Santana II 24,00 163.363,50 422.586,03 0,00 585.949,54
132. Ressaltamos que o cálculo dos Encargos de Conexão de ICG associados às centrais de
geração, considerou-se como máximas potências injetáveis, conforme § 1º do art. 5º da REN nº 320/2008,
o maior valor entre o montante de uso contratado no CUST e a potência declarada pela central de geração
na chamada pública, no caso de novas ICG, ou a potência considerada na Resolução Autorizativa dos
reforços para a ampliação de ICG existentes.
133. Esse entendimento deriva do fato de que os estudos que subsidiam o planejamento e
dimensionamento das instalações de ICG têm como base as informações que constam na chamada
pública ou na Resolução Autorizativa dos reforços para a ampliação de ICG existentes.
134. Diante do exposto, o pleito da concessionária deve ser acatado.
III.20. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA CEAL
Desativação de ativos instalados na SE Zebu
200. A CEAL solicita a exclusão das parcelas adicionais de RAP da Chesf associadas aos
ativos instalados na SE Zebu que foram desativados devido à entrada em operação comercial das novas
instalações de transmissão na SE Zebu, outorgadas por meio do contrato de concessão nº 017/2009.
201. Informamos que de fato, por meio do Memorando nº 196/2015-SCT/ANEEL, de 23 de
julho de 2015, a SCT informou a necessidade de se considerar na REH nº 1.918/2015 a desativação dos
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ativos instalados na SE Zebu pertencentes à Chesf, contrato de concessão nº 061/2001, e tendo como
usuária a Companhia Energética de Alagoa – CEAL em razão da entrada em operação comercial das
novas instalações na SE Zebu, outorgadas por meio do contrato de concessão nº 017/2009. As novas
instalações na SE Zebu entraram em operação comercial em 21/08/2012, de acordo com os TL
encaminhados pelo ONS por meio da Carta ONS 1157/100/2012.
202. Sendo assim, o pleito da concessionária deve ser acatado, as respectivas parcelas de
RAP associadas aos ativos mencionados pela SCT e pela CEAL devem ser canceladas e a Chesf deve
devolver o valor de R$ 140.008,42, a preços de junho de 2015, na forma de PA.
III.21. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA DUKE ENERGY
Desativação de ativos instalados na SE Capivara
203. A Duke Energy solicita que seja desconsiderada de seus encargos de conexão a parcela
de RAP associada a um módulo de entrada de linha referente ao alimentador nº 16 da SE Capivara, sob
responsabilidade da CTEEP, em razão da desativação deste módulo.
204. Conforme consta na NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, este módulo ainda encontra-se listado
no CCT assinado entre a Duke Energy e a CTEEP.
205. Portanto, o pleito da concessionária deve ser negado.
206. Ainda de acordo com o a NT nº 0440/2015-SCT/ANEEL, após a alteração do CCT, a
Duke Energy deve solicitar novamente esta alteração à ANEEL informando, inclusive, a data em que
ocorreu a desativação do módulo.
III.22. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA OER MINEIROS
Revisão dos Encargos de ICG da UTE Água Emendada
207. O agente alega que o encargo de conexão de ICG homologado pela REH nº 1.918/2015,
para a UTE Água Emendada, foi calculado considerando a localização equivocada dessa usina, uma vez
que a localização original desse empreendimento foi alterada pelo Despacho nº 2.050/2010. Com essa
mudança a conexão da UTE Água Emendada ao Sistema Interligado Nacional – SIN foi alterada da SE
Mineiros para a SE Jataí. Sendo assim, a OER Mineiros Energia solicita a revisão do encargo de conexão
de ICG homologado pela REH nº 1.918/2015 de modo a considerar a posição correta da usina.
208. De fato, o encargo de conexão de ICG da UTE Água Emendada, homologado pela REH
nº 1.918/2015, levou em consideração a posição antiga da central geradora, ou seja, a posição anterior à
alteração autorizada pelo Despacho nº 2.050/2010, de modo que se deve efetuar a correção.
209. A tabela a seguir apresenta o valor corrigido do encargo de ICG da UTE Água Emendada
e dos demais usuários que se conectam à ICG Jataí após a correção mencionada.
Encargo ICG – Valor Econômico Encargo ICG – Total
Financeiro

ICG Usuário (R$) (R$)
Ref. Jun/15
Ref. Jun/15 Ref. Jun/15

JATAÍ UTE Jataí 1.485.810,94 -57.304,64 1.428.506,30
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.

PCH Alto Taquari 7.318.627,16 -240.161,01 7.078.466,15
UTE Morro Vermelho 6.209.744,26 -226.923,52 5.982.820,74
UTE Água Emendada 1.080.589,77 -41.368,04 1.039.221,73
210. Dessa forma, o pleito do agente deve ser acatado.
III.23. RECURSO ADMINISTRATIVO INTERPOSTO PELA MSG
Rateio da RAP pelas Instalações de Transmissão
211. A concessionária alega que o rateio da RAP pelas instalações de transmissão outorgadas,
conforme homologado REH nº 1.918/2015 para a MSG, está em desacordo com o que foi estabelecido no
contrato de concessão nº 001/2014. Sendo assim, solicita as correções necessárias.
212. De fato, verificamos que o rateio da RAP associada ao contrato de concessão
nº 001/2014 pelas instalações de transmissão de propriedade da MSG, está em desacordo com o que
consta no referido contrato, conforme apontado pela concessionária.
213. Dessa forma, esse equívoco foi corrigido e as parcelas de RAP foram redistribuídas pelas
instalações de transmissão de acordo com o que consta no contrato de concessão nº 001/2014.
214. Diante do exposto, o pleito do agente deve ser acatado.
III.24. ALTERAÇÕES DIVERSAS
Efeito Retroativo da Revisão Periódica de Receitas Autorizadas – TSP (Contrato de concessão nº
024/2009)
215. A REN nº 443, de 26 de julho de 2011, alterada pela REN nº 643, 16 de dezembro de
2014, estabelece em seu Art. 3º, § 5º que:
"Art. 3º
[...]
§ 4º A receita revisada retroagirá à data de entrada em operação comercial do
correspondente Reforço, sendo que a eventual diferença decorrente da revisão do valor
será considerada na RAP da concessionária de transmissão em parcelas iguais até a
revisão da RAP subsequente."
216. As parcelas de RAP associadas aos Reforços autorizados à TSP por meio das REA
nº 3.494/2012 e nº 2.376/2010 foram revisadas por meio da REH nº 1.901/2015. No entanto, os efeitos
retroativos da revisão não foram considerados na RAP da transmissora homologada pela REH nº
1.918/2015, conforme determina da REN nº 443/2011.
217. Considerando que, conforme consta no contrato de concessão, a próxima revisão
periódica da RAP da TSP ocorrerá daqui a cinco anos a diferença de que trata o § 5º, Art. 3º, da REN nº
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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.
443/2011 foi dividida em cinco parcelas iguais de modo a serem compensadas nos próximos cinco ciclos
tarifários, conforme tabela a seguir:
Diferença decorrente da revisão do Valor Remanescente a ser
valor da RAP dos reforços Valor a ser Compensado no Compensado nos próximos
Concessionária ciclo 2015-2016 (R$)
autorizados pelas REA nº 3.494/2012 ciclos tarifários (R$)
Ref. Jun/15
e 2.376/2010 Ref. Jun/15
TSP – Transenergia São Paulo

-798.432,82 -159.686,56 -638.746,26
(Contrato de Concessão nº 024/2009)
218. Dessa forma, foi estabelecida uma PA no valor de R$ 159.686,56, a preços de junho de
2015, a ser paga pela TSP.
CTEEP (Contrato de concessão nº 059/2001)
219. Verificamos que a parcela adicional de receita de melhoria (RMEL) associada à
substituição do sistema de proteção do módulo de conexão 88 kV do transformador 138/88 kV TR1 da SE
Presidente Prudente, autorizada pela REA nº 2.376/2010, foi homologada incorretamente pela REH nº
1.918/2015, uma vez que considerou-se, equivocadamente, como parcela de RAP o valor total do
investimento associado à obra.
220. Fazendo a devida correção, a parcela adicional de RAP associada à obra mencionada foi
alterada de R$ 106.374,63 para R$ 16.701,11, a preços de junho de 2015.
221. Além disso, verificamos que os módulos LT 138 kV HONDA /RL (SÃO CARLOS -
ARARAS) C-1 SP e LT 138 kV HONDA /RL (SÃO CARLOS - ARARAS) C-2 SP foram considerados na
REH nº 1.918/2014 como sendo DIT Compartilhada. No entanto, de acordo com a NT
n° 166/2015-SCT/ANEEL, esses módulos são classificada como DIT de Uso Exclusivo da Honda
Automóveis do Brasil Ltda. Dessa forma, a classificação desses módulos foi corrigida.
222. Finalmente, verificamos que os módulos de entrada de linha EL 13,8 kV TRES IRMAOS
DIST1 e EL 13,8 kV TRES IRMAOS DIST3, na SE Três Irmãos, foram homologados pela REH nº
1.918/2015 como sendo DIT de Uso Exclusivo da CESP.
223. No entanto, após assunção da titularidade da UHE Três Irmãos pela Tijoá Participações e
Investimentos S/A esses dois módulos de entrada de linha deveriam ter sido considerados no encargo de
conexão a ser pago por este agente e não mais pela CESP.
224. Sendo assim, com a devida correção, os dois módulos de entrada de linha em 13,8 kV na
SE Três Irmãos foram classificados como DIT de Uso Exclusivo da Tijoá.
Eletronorte (Contrato de concessão nº 058/2001)
225. Por meio da Carta ONS 0777/100/2015, de 13/05/2015, o ONS encaminhou à ANEEL os
TL 269/D/5/2015 e TL 270/D/5/2015 informando a entrada em operação comercial em 27/04/2015 de
instalações autorizadas pela REA nº 3.362/2012.
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226. Por meio da Carta ONS 0902/100/2015, de 27/05/2015, o ONS retificou essa data para
24/04/2015, no entanto, essa retificação não foi homologada pela REH nº 1.918/2015.
227. Sendo assim, esse equívoco foi corrigido, com alteração da data de entrada em operação
comercial para 24/04/2015, o que gera um valor adicional de PA Apuração de Rede Básica no montante
de R$ 4.325,97, a preços de junho de 2015, a ser recebido pela Eletronorte.
Furnas (Contrato de concessão nº 062/2001)
228. Verificamos que a obra de "Instalação, na SE Ivaiporã, de um módulo de conexão 69 kV,
arranjo barra simples, para o primeiro banco de Reatores RT3A de 180 Mvar em 69 kV", autorizada por
meio da REA nº 1.266/2008, até o momento não teve sua entrada em operação comercial reconhecida
pela ANEEL, apesar de já estar em operação comercial desde 09/02/2012, conforme consta no TL
032/P/2/2012, encaminhado pela Carta ONS 198/100/2012, de 27/02/2012.
229. Dessa forma, corrigimos essa situação e consequentemente a PA Apuração de Rede
Básica a ser recebida por Furnas foi alterada de R$ 24.092.502,14 para R$ 24.324.947,58, a preços de
junho de 2015.
Costa Oeste (Contrato de concessão nº 001/2012)
230. Verificamos que as parcelas de RAP autorizadas por meio da REA nº 5.320/2015
referentes à operação e manutenção bem como das atividades descritas na alínea "e" do inciso I do §3º do
artigo 7º da REN nº 67/2004, associadas às instalações de transmissão transferidas à Costa Oeste
Transmissora de Energia S.A não foram homologadas pela REH nº 1.918/2015.
231. Esse equívoco foi corrigido e as referidas parcelas de RAP foram incorporadas na REH
nº 1.918/2015.
Chesf (Contrato de concessão nº 061/2001), Celg-GT (Contrato de concessão nº 063/2001), CEEE-GT
(Contrato de concessão nº 055/2001) e Copel-GT (Contrato de concessão nº 060/2001)
232. Verificamos que houve uma falha no cálculo da PA Apuração de algumas concessionárias
publicadas na REH nº 1.918/2015 devido a equívocos no cadastro de algumas informações utilizadas no
cálculo. Esse problema foi corrigido e na tabela a seguir são apresentados os novos valores.
Valor da PA Apuração Valor da PA Apuração
Diferença

Transmissora Contrato Grupo Pagador REH 1.918/2015 corrigido
(R$) Ref. jun/2015
(R$) Ref. jun/2015 (R$) Ref. jun/2015

Chesf 061/2001 SOBRAL II-230/69 kV 370.738,65 374.218,47 3.479,82
Celg-GT 063/2001 Rede Básica -312.853,69 -311.735,37 1.118,32
AGUAS LINDAS-

Celg-GT 063/2001 287.078,01 288.085,11 1.007,10
230/69 kV
PORTO ALEGRE 10-

| CEEE-GT | 055/2001 | 230/13,8 kV | 210.317,26 | 221.584,95 | 11.267,69 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| CEEE-GT | 055/2001 | Rede Básica | 870.701,90 | 916.182,28 | 45.480,38 |
| Copel-GT | 060/2001 | Rede Básica | -69.278,94 | -66.543,85 | 2.735,09 |
| Eletrosul | 057/2001 | Rede Básica | 4.320.529,80 | 4.312.761,07 | -7.768,73 |

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IV – CONCLUSÃO
233. Pelo exposto nesta nota técnica concluímos que os recursos interpostos pela IE Madeira,
ETN, CEAL, OER Mineiros Energia e MSG devem ser deferidos, os interpostos pela CEEE-GT, CTEEP,
Furnas, Cemig-GT, Copel-GT, Eletrosul e Chesf devem ser parcialmente deferidos e, os recursos
interpostos pela EBTE, ETEP, EATE, Lumitrans, ETSE, ESDE, STC, ERTE, ENTE, ECTE, Brasnorte,
Taesa, Brilhante, Pedras, Coqueiros, ETES, IMTE e Duke Energy indeferidos. Além disso, é necessário
realizar as alterações de ofício apresentadas na Seção III.24.
234. As alterações propostas nesta nota técnica resultam em variação de 0,04% na RAP e
-1,09% na PA total publicadas na REH 1.918/2015 conforme demonstrado nas tabelas a seguir.

| Concessionária | Contrato | RAP REH 1.918/2015 | RAP com alterações | Variação (%) |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| CHESF | 061/2001 | 726.156.951,51 | 729.318.730,94 | 0,44% |
| FURNAS | 062/2001 | 841.104.450,99 | 841.629.046,71 | 0,06% |
| CTEEP | 059/2001 | 723.947.864,55 | 724.134.009,08 | 0,03% |
| CEMIG-GT | 006/1997 | 234.340.198,43 | 234.864.311,75 | 0,22% |
| ELETROSUL | 057/2001 | 530.092.034,14 | 530.223.126,79 | 0,02% |
| CEEE-GT | 055/2001 | 265.237.054,71 | 265.589.574,98 | 0,13% |
| COPEL-GT | 060/2001 | 174.919.833,73 | 175.310.408,87 | 0,22% |
| ETN | 008/2011 | 45.169.101,06 | 44.179.757,72 | -2,19% |
| COSTA OESTE | 001/2012 | 11.379.798,43 | 11.664.284,34 | 2,50% |
| CHESF | 007/2005 | 15.894.194,73 | 15.894.268,80 | 0,00% |
| Demais Contratos | 8.276.914.154,81 | 8.276.914.154,81 | 0,00% |  |
| TOTAL | 11.845.155.637,09 | 11.849.721.674,79 | 0,04% |  |
| Concessionária | Contrato | PA Total REH 1.918/2015 | PA com alterações | Diferença % |
| CHESF | 007/2005 | -1.865.121,52 | -1.865.520,97 | 0,02% |
| CHESF | 012/2007 | -998.975,41 | -1.107.053,64 | 10,82% |
| CHESF | 061/2001 | 1.183.549,62 | 2.058.945,33 | 73,96% |
| CTEEP | 059/2001 | 21.021.004,31 | 22.989.242,11 | 9,36% |
| ELETRONORTE | 058/2001 | -2.157.831,47 | -1.811.437,89 | -16,05% |
| FURNAS | 062/2001 | 60.341.170,15 | 61.425.155,06 | 1,80% |
| FURNAS | 006/2005 | -1.726.491,00 | -1.614.631,71 | -6,48% |
| ELETROSUL | 057/2001 | 14.337.547,52 | 14.452.958,66 | 0,80% |
| CEMIG-GT | 006/1997 | 6.230.877,60 | 7.264.410,94 | 16,59% |
| CELG G&T | 063/2001 | -1.206.088,40 | -1.203.962,98 | -0,18% |
| CEEE-GT | 055/2001 | -2.155.829,40 | -1.567.441,70 | -27,29% |
| COPEL-GT | 060/2001 | 3.543.908,71 | 3.778.926,98 | 6,63% |
| IEMADEIRA | 015/2009 | -29.445.069,53 | -28.210.188,96 | -4,19% |
| TSP | 024/2009 | 2.615.384,14 | 2.455.697,57 | -6,11% |

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da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12/02/2016.

| ETN | 008/2011 | -902.602,33 | -949.530,96 | 5,20% |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| COSTA OESTE | 001/2012 | -852.890,78 | -682.358,53 | -19,99% |
| Demais Contratos | -750.691.809,99 | -750.691.809,99 | 0,00% |  |
| TOTAL | -682.729.267,78 | -675.278.600,68 | -1,09% |  |

235. Dessa forma, os Anexos de I, II, III, VI e VII da REH nº 1.918/2015 deveriam ter sido
publicados conforme apresentado nos Anexos I, II, III, IV e V, respectivamente, desta nota técnica. O
Anexo X da NT nº 159/2015-SRT/ANEEL, que apresenta as planilhas eletrônicas contendo a lista de
módulos e encargos de conexão detalhado, deveria ter sido emitido conforme a o Anexo VI desta nota
técnica.
236. As planilhas de cálculo e os relatórios auxiliares utilizados na análise ora apresentada
estão disponibilizadas no Anexo VII.
237. Entendemos que as alterações propostas nesta nota técnica devam ocorrer no ciclo 20162017, na ocasião do cálculo da PA Apuração, quando deverá ser considerado em seu cálculo, os valores
de RAP apresentados nos anexos desta nota técnica. Da mesma forma estas diferenças também deverão
ser consideradas para os encargos de conexão de uso exclusivo.
V - DA RECOMENDAÇÃO
238. Recomenda-se juntar esta nota técnica ao Processo nº 48500.000313/2015-48 e o seu
encaminhamento à Diretoria Colegiada da ANEEL com vistas a fornecer subsídios à análise e decisão
quanto à matéria nela tratada.
MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL MATEUS DE OLIVEIRA FERREIRA
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
RICHARD LESTER DAMAS PAIXÃO
Especialista em Regulação
De acordo:
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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