REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 1001/2022
Tipo de documento: anexo
Ementa: Aprova o Módulo 2 – Classificação das Instalações e o Módulo 5 – Acesso ao Sistema, a revisão do Módulo 1 – Glossário e do Módulo 3 – Instalações e Equipamentos das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, a revisão dos Submódulos 9.1 e 9.2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária; e revoga as resoluções normativas listadas.
Assunto: Aprovação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-01-21
Autor: ANEEL

A G Ê N C I A N A C I O N A L D E E N E R G I A E L É T R I C A
Módulo 9: Concessionárias de Transmissão
S u b m ó d u l o 9 . 1
R E V I S Ã O P E R I Ó D I C A

D A S R E C E I T A S D A S
C O N C E S S I O N Á R I A S
D E T R A N S M I S S Ã O
Instrumento de Data de
Revisão Motivo da revisão
aprovação pela ANEEL Vigência

Primeira versão aprovada Resolução Normativa nº De 10/06/2013
1.0

(após realização da AP 31/2013) 553/2013, de 4/6/2013 a 21/12/2016
Resolução Normativa nº De 22/12/2016
1.1 Primeira revisão
754/2016, de 13/12/2016 a 29/5/2018
Segunda revisão com alterações nos
itens referentes à Base de
Resolução Normativa nº De 30/05/2018
2.0 Remuneração Regulatória e Outras
816/2018, de 22/05/2018 a 17/3/2020
Receitas (após realização da AP
41/2017)
Terceira versão com alteração nos
Resolução Normativa nº De 18/03/2020
3.0 itens referentes à taxa regulatória de
874/2020, de 10/03/2020 a 12/04/2020
remuneração do capital
Quarta versão com alteração nos itens

referentes aos custos operacionais Resolução Normativa nº A partir de
4.0

eficientes 880/2020, de 07/04/2020 13/04/2020
(após realização da AP 41/2017)
A partir de
Atualização dos parâmetros do WACC Despacho nº 692/2021
15/3/2021
Resolução Normativa nº
Inclusão do Item 10 (após realização A partir de
4.1 1.001/2022, de
da CP 13/2020) 01/08/2022
18/01/2022
Proret
Procedim entos de
Regulação Tarifária

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REVISÃO PERIÓDICA DAS RECEITAS

9.1 4.1 01/08/2022
DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO
9.1
ÍNDICE
1. OBJETIVO .................................................................................................................................. 4
2. ABRANGÊNCIA .......................................................................................................................... 4
3. PROCEDIMENTOS GERAIS ...................................................................................................... 4
4. METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DA TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO
CAPITAL ......................................................................................................................................... 6
4.1. REMUNERAÇÃO DO CAPITAL PRÓPRIO ....................................................................... 6
4.2. REMUNERAÇÃO DO CAPITAL DE TERCEIROS ............................................................. 8
4.3. ESTRUTURA DE CAPITAL REGULATÓRIA ..................................................................... 9
4.4. TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL - HISTÓRICO ..................... 10
4.5. TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL - APLICAÇÃO ..................... 10
4.6. RESULTADOS ................................................................................................................ 11
4.7. ATUALIZAÇÂO ................................................................................................................ 12
4.8. REMUNERAÇÃO DOS RECURSOS DA RESERVA GLOBAL DE REVERSÃO – RGR .. 12
4.9. REMUNERAÇÃO SOBRE OBRIGAÇÕES ESPECIAIS ................................................... 13
5. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES ................................................................................. 13
5.1. ABORDAGEM GERAL .................................................................................................... 14
5.2. MODELO ADOTADO ...................................................................................................... 14
5.3. VARIÁVEIS...................................................................................................................... 14
5.4. RESULTADO ................................................................................................................... 15
5.5. APLICAÇÃO .................................................................................................................... 16
6. BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA ........................................................................... 18
6.1. COMPOSIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO ............................................................. 18
6.2. CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA ........ 19
6.2.1 Tratamento da Base Blindada ......................................................................................... 20
6.2.2 Tratamento da Base Incremental ..................................................................................... 21
6.3. MANUTENÇÃO DA BASE ............................................................................................... 21
6.4. CRITÉRIOS PARA INCLUSÃO DE ATIVOS NA BASE DE REMUNERAÇÃO
REGULATÓRIA ............................................................................................................. 22
6.5. PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO .............................................................................. 23
6.5.1 Determinação do Valor Novo de Reposição – VNR ......................................................... 25
6.5.2 Juros Sobre Obras em Andamento – JOA ....................................................................... 26
6.6. ALMOXARIFADO EM OPERAÇÃO ................................................................................. 26
6.7. DEMAIS PROCEDIMENTOS........................................................................................... 27
6.6.1 Depreciação .................................................................................................................... 27
6.6.2 Baixas .............................................................................................................................. 28
6.6.3 Obrigações Especiais ...................................................................................................... 28
6.8. RELATÓRIO DE CONCILIAÇÃO FÍSICO-CONTÁBIL ..................................................... 29
6.9. CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS - CAIMI............................... 30
7. CUSTO ANUAL DOS ATIVOS .................................................................................................. 32
8. TRATAMENTO DE INVESTIMENTOS EM MELHORIAS DE PEQUENO PORTE .................... 33
9. OUTRAS RECEITAS ................................................................................................................ 34
9.1. RECEITAS DE ATIVIDADES COMPLEMENTARES ....................................................... 35
9.1.1. Compartilhamento de Infraestrutura ................................................................................ 35
9.1.2. Sistema de comunicação ................................................................................................. 35
9.2. RECEITAS DE ATIVIDADES ATÍPICAS .......................................................................... 35

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9.1
9.2.1. Serviços de Consultoria ................................................................................................... 36
9.2.2. Serviços de Operação e Manutenção .............................................................................. 36
9.2.3. Serviços de Engenharia ................................................................................................... 36
9.2.4. Comercialização de Direitos de Propriedade e Produtos de P&D .................................... 36

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9.1 4.1 01/08/2022
DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO
9.1
1. OBJETIVO
1. Estabelecer os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos
para realização das Revisões Periódicas (RTP) das receitas dos seguintes agentes
de serviço público de transmissão de energia elétrica, doravante designados
transmissoras:
I – Concessionárias de transmissão que firmaram termo aditivo para prorrogação de
seus contratos de concessão nos termos da Lei nº 12.783/2013;
II – Concessionárias de transmissão que firmaram novos contratos de concessão em
virtude da segregação de atividades de transmissão e distribuição disciplinada na
Lei nº 10.848/2004; e
III – Agentes equiparados às concessionárias de transmissão nos termos da Lei nº
12.111/2009.
2. ABRANGÊNCIA
2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se às transmissoras com revisão
periódica sobre toda a base de ativos, conforme os termos do Contrato de
Concessão ou da Portaria com designação de equiparação das instalações de
transmissão.
3. PROCEDIMENTOS GERAIS
3. A revisão periódica das Receitas Anuais Permitidas das transmissoras será
compreendida pelo cálculo do reposicionamento tarifário – RT, definido conforme
fórmula a seguir:
Receita Requerida - Outras Receitas
RT= (1)
Receita Vigente
4. A Receita Requerida será obtida mediante a soma das parcelas de receitas
reposicionadas, conforme o caso, de modo a considerar os custos operacionais
eficientes, a remuneração dos investimentos prudentes e a quota de reintegração
regulatória.
5. As Outras Receitas serão apuradas conforme item 8 desse Submódulo.
6. A Receita Vigente será obtida pela soma das parcelas de receita correspondentes
ao ano anterior à data da revisão.

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9.1
7. A RAP da transmissora será composta de acordo com a fórmula a seguir:
RAP= ∑RAPi +PA (2)
sendo:
RAPi= CAA+CAOM+ET (3)
Onde:
RAPi: Parcelas da RAP aplicáveis a cada transmissora;
CAA: Custo Anual dos Ativos, descrito conforme os itens 4, 6 e 7 deste Submódulo;
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção, descritos conforme o item 5
deste Submódulo;
ET: Encargos Setoriais e Tributos aplicáveis; e
PA: Parcela de ajuste.
8. A partir da publicação da Resolução Homologatória do resultado da revisão periódica
de cada transmissora ficam revogadas as parcelas de RAP publicadas nas
Resoluções Autorizativas para as instalações de transmissão que tenham sido objeto
da presente revisão.
9. As parcelas da RAP aplicáveis a cada transmissora que passam por processo de
revisão são as seguintes:
I – R1: Parcelas da RAP concernentes aos ativos abrangidos pela Lei
nº 12.783/2013, em consonância com a Portaria MME nº 120/2016, e pela REN
nº 762/2017, sob incorporação na base blindada de ativos. Essa parcela de receita
aplica-se às concessionárias prorrogadas nos termos da Lei.
II – R2: Parcelas da RAP associadas apenas ao custeio das despesas de operação
e manutenção das instalações de transmissão autorizadas às concessionárias
prorrogadas que foram objeto de indenização, nos termos da Portaria Interministerial
nº 580/MME/MF, de 1º de novembro de 2012.
III – R3: Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão em operação
comercial e que já foram objeto de reavaliação em ciclos de revisão anteriores,
classificadas como Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão, sob
incorporação na base blindada de ativos. A parcela de receita R3 aplica-se às
concessionárias desverticalizadas ou agentes equiparados.
IV – R4: Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão autorizadas pela
ANEEL que entraram em operação comercial no presente ciclo de revisão (entre as
datas-bases das revisões anterior e a atual), classificadas como Rede Básica e
Demais Instalações de Transmissão, sob incorporação na base incremental de
ativos.

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9.1
10. Não cabe reposicionamento das receitas referente às parcelas da RAP cujos
contratos de concessão não prevejam sua revisão. Sob essas receitas aplicam-se
as correções e atualizações contratualmente estabelecidas.

4. METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DA TAXA REGULATÓRIA DE
REMUNERAÇÃO DO CAPITAL
11. Denomina-se ano aplicação (anoA): ano em que será aplicada a taxa regulatória de
remuneração do capital aos processos de revisão de receita.
12. Denomina-se ano de referência (anot): ano em relação ao qual são dimensionadas
as janelas definidas para os parâmetros.
4.1. REMUNERAÇÃO DO CAPITAL PRÓPRIO
13. A remuneração do capital próprio adota o método de risco/retorno CAPM (Capital
Asset Pricing Model), definido conforme a seguinte equação:
𝑟𝑃= 𝑟𝑓+ 𝛽∙(𝑟𝑚−𝑟𝑓) + 𝑟𝐵 (1)
onde:
𝑟𝑃: taxa de remuneração do capital próprio;
𝑟𝑓: taxa de retorno do ativo livre de risco estadunidense;
𝛽: beta do setor regulado;
𝑟𝑚: taxa de retorno do mercado estadunidense; e
𝑟𝐵: prêmio de risco-país.
14. O modelo é adaptado pela utilização de título brasileiro:
𝑟𝑃= 𝑟𝑁𝑇𝑁−𝑏+ 𝛽∙(𝑟𝑚−𝑟𝑓) (2)
onde:
rP: remuneração do capital próprio;
rTB: remuneração do título público brasileiro;
: beta do setor regulado; e
(𝑟𝑚−𝑟𝑓): Prêmio de risco do mercado estadunidense, formado pela diferença entre o rm
(taxa de retorno do mercado estadunidense) e a rf (taxa de retorno do ativo livre de risco
estadunidense).
15. Remuneração do título público brasileiro:

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a. Amostra: NTN-B (Notas do Tesouro Nacional indexadas ao Índice de
Preços ao Consumidor – IPCA), cujos dados estão disponíveis no sítio
eletrônico do Tesouro Direto;
b. Janela: últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui
dados de janeiro do anot-9 a dezembro do anot; e
c. Cálculo: média das taxas de compra e venda diária de cada série e média
final de todas as séries.
16. Beta:
a. Amostra: empresas do setor de energia elétrica estadunidense, membros
do Edison Electric Institute – EEI (conforme EEI Stock Index), que atuam
no segmento de transmissão e distribuição de energia elétrica, com ao
menos 50% dos ativos dedicados a essas atividades (proporção medida
preferencialmente pelo ativo imobilizado em serviço bruto), e Índice
Standard & Poor's 500 (S&P500), que consiste num índice composto pelas
ações das 500 maiores empresas negociadas na bolsa de Nova Iorque. A
data de referência para a seleção da amostra é o último ano para o qual
os dados contábeis do ativo estejam disponíveis;
b. Janela: últimos cinco anos em relação ao ano de referência (inclusive).
Inclui dados de outubro do anot-5 a setembro do anot, períodos para os
quais existem dados trimestrais da estrutura de capital das empresas;
c. Séries: retornos totais semanais, capitalização de mercado e dívida líquida
trimestrais;
d. Cálculo: o cálculo do beta médio envolve os seguintes passos:
i. cálculo do beta alavancado para a amostra de empresas de energia
elétrica estadunidenses;
ii. desalavancagem dos betas obtidos para cada empresa, utilizandose o grau de alavancagem específico de cada empresa e a alíquota
de imposto de renda dos Estados Unidos da América – EUA,
obtendo-se o beta associado ao risco do negócio;
iii. ponderação pela participação dos ativos de transmissão ou
distribuição nos ativos totais;
iv. cálculo da média ponderada dos betas desalavancados; e

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9.1
v. realavancagem do beta desalavancado médio do setor, usando-se
a estrutura de capital estabelecida sob o enfoque regulatório e a
alíquota de 34% de impostos, composta de 25% da alíquota do
Imposto de Renda e 9% de Contribuição Social Sobre o Lucro
Líquido.
17. Prêmio de risco do mercado estadunidense:
a. Amostra/séries: retornos totais anuais do Índice Standard & Poor's 500 e
rendimento anual do título do governo americano com vencimento em dez
anos;
b. Janela: iniciada em dezembro de 1928 até dezembro do anot; e
c. Cálculo: pela média da diferença entre o rendimento anual histórico do
índice Standard & Poor's 500 (S&P500) e o rendimento médio anual do
título do Tesouro Americano com vencimento de dez anos.
4.2. REMUNERAÇÃO DO CAPITAL DE TERCEIROS
18. A remuneração do capital de terceiros é formada por dois componentes extraídos de
debêntures emitidas por empresas do setor elétrico: rentabilidade e custo de emissão
das debêntures emitidas por empresas do setor elétrico.
𝑟𝑇= 𝑟𝐷𝑒𝑏+ 𝑐𝑒𝐷𝑒𝑏 (3)
onde:
𝑟𝐷𝑒𝑏: rentabilidade das debêntures;
𝑐𝑒𝐷𝑒𝑏B:
custo de emissão das debêntures.
19. Rentabilidade das debêntures:
a. Amostra: debêntures emitidas por empresas de transmissão ou
transmissão e geração (verticalizadas, desde que possua participação
significativa em transmissão), não incentivadas, atreladas a IPCA ou
Certificado de Depósito Interbancário – CDI;
b. Janela: últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui
dados de janeiro do anot-9 a dezembro do anot;
c. Cálculo:

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9.1
i. consideram-se as informações na data da emissão de todas as
debêntures disponíveis no banco de dados da Associação
Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiro e de Capitais –
ANBIMA, obedecendo o critério de seleção da amostra; e
ii. calcula-se a média da rentabilidade em valores reais, sendo a
conversão daquelas atreladas ao CDI realizada por meio das
curvas de estrutura a termo das taxas de juros – [DI x Pré] e [DI x
IPCA] - obtidas no sítio eletrônico da bolsa de valores - B3 - e
inflação implícita resultante, no momento da emissão.
20. Custo de emissão das debêntures:
a. Amostra: debêntures emitidas por empresas de transmissão ou
transmissão e geração (verticalizadas, desde que possua participação
significativa em transmissão), atreladas a IPCA ou CDI, que possuam
dados disponíveis;
b. Janela: últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui
dados de janeiro do anot-9 a dezembro do anot; e
c. Cálculo: considera-se os dados de valor, custo, e juros reais da emissão,
cujos dados são obtidos nos prospectos definitivos disponíveis para cada
emissão. A conversão dos valores nominais é realizada por meio das
curvas de estrutura a termo das taxas de juros – [DI x Pré] e [DI x IPCA] -
obtidas no sítio eletrônico da bolsa de valores - B3 - e inflação implícita
resultante, considerando o momento da emissão, obtendo-se valor anual.
4.3. ESTRUTURA DE CAPITAL REGULATÓRIA
21. A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor
em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiros.
22. Para a determinação da participação do capital de terceiros na estrutura de capital
regulatória partiu-se da relação Dívida Líquida sobre EBITDA (Earnings Before
Interest, Taxes, Depreciation and Amortization) regulatório equivalente a 3 (três).
23. O EBITDA regulatório é formado pela remuneração de capital e da quota de
reintegração regulatória média.
24. Por meio de equação simultânea chega-se à proporção máxima de endividamento
possível em função da restrição colocada.

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25. A partir dessa metodologia, obtém-se a proporção do capital de terceiros (D/V) na
estrutura de capital regulatória. A proporção do capital próprio é extraída pela
diferença (cem por cento menos percentual de capital de terceiros).
4.4. TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL - HISTÓRICO
26. Para o cálculo da taxa de regulatória de remuneração do capital a ser aplicada,
utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average
Cost of Capital - WACC).
27. Considerando que os valores já estão em termos reais e o efeito do benefício
tributário dos impostos, pode-se expressar o cálculo pela seguinte fórmula:
𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶= (𝑃𝑉 ⁄ ) ∙𝑟𝑝+ (𝐷𝑉 ⁄ ) ∙𝑟𝑑∙(1 −𝑇) (4)
onde:
𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶: taxa regulatória de remuneração do capital média ponderada, após impostos, em
termos reais;
𝑟𝑝: remuneração do capital próprio real;
𝑟𝑑: remuneração do capital de terceiros real;
P: percentagem de capital próprio;
D: percentagem de capital de terceiros;
V: soma do capital próprio e de terceiros; e
T: alíquota tributária.
4.5. TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL - APLICAÇÃO
28. Considerando a metodologia descrita nos itens anteriores, são calculadas cinco
taxas 𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪 para os cinco anos anteriores (anot-4 a anot) ao ano de aplicação (anoA).
29. A partir dos componentes das taxas 𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪 históricas calculadas após aplicação da
metodologia, a taxa regulatória de remuneração de capital para aplicação no anoA é
obtida da seguinte forma:
a. Remuneração do capital próprio: obtida pela média da remuneração do
capital próprio dos cinco anos anteriores ao ano de aplicação;
b. Remuneração do capital de terceiros: referente à remuneração obtida no
ano anterior ao ano de aplicação; e
c. Estrutura de capital regulatória: participação do capital de terceiros
equivalente àquela obtida no ano anterior ao ano de aplicação.

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30. A taxa regulatória de remuneração do capital para aplicação, que forma a receita
final, considera a alíquota de imposto (T) igual a 34% (regra geral), bem como a
proporção de capital de terceiros na estrutura de capital regulatória, obtendo-se a
taxa em temos reais antes de impostos. Assim a taxa a ser aplicada no anoA é a que
se segue abaixo:
[𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶]
𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é = (5)
(1−𝑇)
31. Para as obrigações especiais e recursos da RGR não se aplica esse item e tais
valores são deduzidos cálculo para tratamento específico.
4.6. RESULTADOS
32. Os valores para aplicação nos anos de 2018 a 2020 (conforme o caso), são os
seguintes:
Ano de Aplicação
2018 2019 2020
Remuneração de Capital Próprio
Taxa Livre de Risco 6,40% 6,12% 5,83%
Beta Alavancado 0,5335 0,4749 0,4240
Prêmio de Risco de Mercado 6,38% 6,43% 6,46%
Prêmio de Risco do negócio e financeiro 3,41% 3,06% 2,74%
Remuneração real depois de impostos 9,80% 9,17% 8,57%
Remuneração de Capital de Terceiros
Debêntures 6,92% 6,71% 6,21%
Custo de emissão 0,35% 0,40% 0,37%
Remuneração real antes de impostos 7,27% 7,11% 6,58%
Impostos 34,00% 34,00% 34,00%
Remuneração real depois de impostos 4,80% 4,69% 4,34%
Estrutura de Capital
% Capital Próprio 58,25% 60,39% 61,97%
% Capital de Terceiros 41,75% 39,61% 38,03%
Taxa Regulatória de Remuneração do Capital - Média
Ponderada
Real, depois de impostos 7,71% 7,40% 6,96%
Real, antes de impostos 11,69% 11,21% 10,55%

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4.7. ATUALIZAÇÂO
33. A taxa regulatória de remuneração de capital será definitiva (até a próxima revisão)
para os processos de revisão de receita que ocorrerem no respectivo ano de
aplicação.
34. Para as autorizações de reforços e melhorias que ocorrerem nos períodos entre
revisões deverá ser aplicada a taxa regulatória de remuneração de capital vigente
no respectivo ano da autorização. Nesse caso, a taxa será provisória até o próximo
processo de revisão de receita, quando será aplicada a taxa definitiva.
35. A taxa regulatória de remuneração de capital será atualizada anualmente por meio
de despacho emitido até o final do mês de fevereiro de cada ano de aplicação.
4.8. REMUNERAÇÃO DOS RECURSOS DA RESERVA GLOBAL DE REVERSÃO –
RGR
36. Será deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor
de recursos da RGR junto a Eletrobras, do mês referente à data base do laudo de
avaliação da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos
imobilizados provenientes de recursos da RGR serão remunerados à taxa
específica, e os demais ativos da empresa à taxa regulatória de remuneração do
capital (WACC).
37. O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR
será remunerado pelo custo efetivo dos empréstimos, em termos reais, tendo em
vista que o reajuste tarifário contempla atualização monetária da RAP, assim como
os investimentos realizados durante o ciclo tarifário são corrigidos pela inflação,
quando de sua incorporação à base de remuneração regulatória.
38. A taxa regulatória de remuneração dos recursos da RGR será obtida a partir da soma
do custo da RGR acrescido da taxa de administração média. Assim, extrai-se uma
taxa nominal que será deflacionada pela inflação implícita obtida por meio das taxas
referenciais da B3 [DI x Pré] e [DI x IPCA], do último dia útil do ano de referência,
para o prazo de cinco anos (1.826 dias), de acordo do a seguinte fórmula:
1+𝐶𝑅𝐺𝑅

𝑇𝑅𝐶𝑅𝐺𝑅= [( )] −1 (6)
(1+𝐷𝐼𝑃𝑅É)
(1+𝐷𝐼𝐼𝑃𝐶𝐴)

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Onde:
𝑇𝑅𝐶𝑅𝐺𝑅: Taxa Regulatória de Remuneração dos Recursos da Reserva Global de
Reversão;
CRGR: Custo RGR Nominal, formado pela soma do custo dos recursos RGR com a
taxa de administração média, antes de impostos;
DIPré: Taxa referencial DI x Pré do último dia útil do ano base para o prazo de cinco
anos (1.826 dias);
DIIPCA: Taxa referencial DI x IPCA do último dia útil do ano base para o prazo de cinco
anos (1.826 dias).
4.9. REMUNERAÇÃO SOBRE OBRIGAÇÕES ESPECIAIS
39. A remuneração sobre Obrigações Especiais - RCOE - será calculada conforme
equação abaixo:
𝑃𝑅𝑁+𝑃𝑅𝑃 𝐶𝐴𝑂𝑀

𝑅𝐶𝑂𝐸 = ( ) × 0,5 × 𝑃× 𝐶𝐴𝑂𝑀+𝐶𝐴𝐴−𝑅𝐶𝑂𝐸× 𝑂𝐸𝑆𝑏 (7)
(1−𝑡)
onde:
𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações
Especiais;
PRN: Prêmio de Risco do Negócio e Financeiro, conforme valores encontrados no ano
histórico de referência (anot), mais recente em relação ao ano de aplicação(anoA);
PRP: Prêmio de Risco-País, conforme série EMBI+ Br, com janela formada pelos últimos
dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do anot-9 a
dezembro do anot;
𝑡: Impostos e Contribuições sobre a Renda;
𝑃: Participação do Capital Próprio no Capital Total, conforme valores encontrados no ano
histórico de referência (anot), que é o ano mais recente em relação ao ano de aplicação
(anoA);
𝐶𝐴𝑂𝑀: Custos de Administração, Operação e Manutenção;
𝐶𝐴𝐴 Custo Anual dos Ativos; e
𝑂𝐸𝑆𝑏: Obrigações Especiais Brutas.
40. A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações
Especiais - - será calculada conforme a taxa regulatória de remuneração de
RCOE
capital, a qual será atualizada anualmente por meio de despacho emitido até o final
do mês de fevereiro de cada ano de aplicação.
5. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

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5.1. ABORDAGEM GERAL
41. Os custos operacionais, para fins de revisão tarifária, correspondem aos custos com
Pessoal, Materiais, Serviço de Terceiros, Outros Custos Operacionais, Tributos e
Seguros relativos à atividade de transmissão de energia elétrica.
42. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais
regulatórios na revisão tarifária periódica busca definir o nível eficiente de custos
para execução dos processos, de acordo com as condições previstas nos contratos
de concessão e regulamentação, assegurando uma prestação de serviço adequada
e que os ativos manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda a sua
vida útil.
43. Na definição dos custos operacionais regulatórios foram observados os custos
praticados pelas transmissoras no período de 2013 a 2016.
5.2. MODELO ADOTADO
44. A identificação do nível eficiente de custos é obtida pela comparação entre as
transmissoras por meio de um processo de benchmarking, levando em consideração
os atributos de cada concessionária, conforme descrito nas Notas Técnicas
nº 204/2018-SRM/ANEEL e nº 12/2019-SRM/ANEEL.
5.3. VARIÁVEIS
45. Para o insumo, foi considerara a despesa operacional das transmissoras, composta
pelas contas de pessoal, materiais, serviços de terceiros, seguros, tributos e outros,
referente ao período de 2013 a 2016.
46. As fontes de informação foram os dados contábeis do Balanço Mensal Padronizado
– BMP para os anos de 2015 e 2016 e do Relatório de Informações Trimestrais –
RIT para o período de 2013 e 2014.
47. As variáveis de produto consideradas para o modelo de custos operacionais
eficientes são apresentadas na Tabela 1 e têm como fonte o Sistema de Gestão da
Transmissão – SIGET, exceto para a variável qualidade, calculada a partir de dados
de indisponibilidade das instalações de transmissão, coletados no Sistema de
Apuração da Transmissão – SARTRA, sob gestão do Operador Nacional do Sistema
Elétrico – ONS.

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Tabela 1: Variáveis
Variáveis Descrição
Extensão de Rede, em
Considera extensão total das redes com tensão inferior a 230 kV e ajuste
quilômetros, com tensão inferior
para circuito duplo.
a 230 kV
Extensão de Rede, em
Considera extensão total das redes com tensão igual ou superior a
quilômetros, com tensão igual ou
230 kV e ajuste para circuito duplo.
superior a 230 kV
Potência aparente total, em MVA,
Soma das potências de transformadores e conversoras (MVA).
de equipamentos de subestação
Soma das potências de reatores, banco de capacitores série e em
Potência reativa total, em Mvar,
derivação, compensadores síncronos e estáticos e bancos de filtros
de equipamentos de subestação
(Mvar).
Soma das unidades de equipamentos principais com tensão inferior a
Equipamentos de subestação
230 kV e considera ajuste para bancos de transformadores e reatores
com tensão inferior a 230 kV
monofásicos.
Equipamentos de subestação
Soma das unidades de equipamentos principais e considera ajuste para
com tensão igual ou superior a
bancos de transformadores e reatores monofásicos.
230 kV
Soma das unidades modulares de manobra com tensão inferior a 230 kV
Módulos de manobra com tensão
(entradas de linha, conexões de equipamentos e interligações de
inferior a 230 kV
barramentos).
Soma das unidades modulares de manobra com tensão igual ou superior
Módulos de manobra com tensão
a 230 kV (entradas de linha, conexões de equipamentos e interligações
igual ou superior a 230 kV
de barramentos).
Média do tempo total em que as instalações de transmissão de cada
Qualidade
empresa estiveram indisponíveis no período de 2013 a 2016.
5.4. RESULTADO
48. A partir dos parâmetros acima definidos e da metodologia descrita nas Notas
Técnicas nº 204/2018-SRM/ANEEL e nº 12/2019-SRM/ANEEL, os custos
operacionais regulatórios considerados eficientes foram calculados e estão
dispostos na Tabela , com preços referentes a junho de 2018.
Tabela 2 – Custos Operacionais Regulatórios (R$ X 1000)
EMPRESA O&M Regulatório Eficiente
CTEEP CC 059/2001 619.620,87
CEMIG-GT CC 006/1997 207.039,34
CEEE-GT CC 055/2001 311.396,60
CELG G&T CC 063/2001 53.325,15
COPEL-GT CC 060/2001 125.035,68
CHESF CC 061/2001 777.597,76
FURNAS CC 062/2001 939.762,72
ELETROSUL CC 057/2001 269.409,58

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ELETRONORTE CC 058/2001 460.469,44
5.5. APLICAÇÃO
49. Ao longo dos ciclos tarifários compreendidos entre 1º de julho de 2018 e 30 de junho
de 2023 será adotada uma trajetória entre os custos operacionais regulatórios que
compõem atualmente as Receitas Anuais Permitidas – RAP vinculadas aos
contratos de concessão objeto de revisão em 1º de julho de 2018 e os custos
operacionais regulatórios considerados eficientes, discriminados na Tabela 2.
50. Os custos operacionais regulatórios a serem reconhecidos para cada contrato entre
1º de julho de 2018 e 30 de junho de 2023 estão discriminados na Tabela 3, com
preços referentes a junho de 2018.
Tabela 3 - Custos operacionais regulatórios a serem reconhecidos para cada
contrato entre 1º de julho de 2018 e 30 de junho de 2023 (R$ X 1000)

Jul/2018 a Jul/2019 a Jul/2020 a Jul/2021 a Jul/2022 a
Empresa

| Jun/2019 | Jun/2020 | Jun/2021 | Jun/2022 | Jun/2023 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| CTEEP – CC 059/2001 | 723.551,30 | 697.568,69 | 671.586,09 | 645.603,48 | 619.620,87 |
| CEMIG-GT – CC 006/1997 | 219.512,17 | 216.393,96 | 213.275,75 | 210.157,55 | 207.039,34 |
| CEEE-GT – CC 055/2001 | 272.370,59 | 282.127,09 | 291.883,59 | 301.640,10 | 311.396,60 |
| CELG G&T – CC 063/2001 | 31.869,46 | 37.233,39 | 42.597,31 | 47.961,23 | 53.325,15 |
| COPEL-GT – CC 060/2001 | 163.051,03 | 153.547,19 | 144.043,35 | 134.539,52 | 125.035,68 |
| CHESF – CC 061/2001 | 746.621,78 | 754.365,77 | 762.109,77 | 769.853,76 | 777.597,76 |
| FURNAS – CC 062/2001 | 901.253,48 | 910.880,79 | 920.508,10 | 930.135,41 | 939.762,72 |
| ELETROSUL – CC 057/2001 | 508.994,25 | 449.098,08 | 389.201,91 | 329.305,75 | 269.409,58 |
| ELETRONORTE – CC 058/2001 | 412.533,57 | 424.517,54 | 436.501,51 | 448.485,48 | 460.469,44 |

Total 3.979.757,63 3.925.732,51 3.871.707,39 3.817.682,26 3.763.657,14

51. Os valores constantes da Tabela 2 e da Tabela correspondem aos custos
operacionais associados às instalações de transmissão vinculadas aos contratos de
concessão nela discriminados e que estavam em operação comercial até 30 de junho
de 2016, denominados de 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒.
52. Os custos operacionais associados às instalações de transmissão que tenham
entrado em operação comercial entre 1º de julho de 2016 e a data-base da revisão,
denominados de 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑, serão calculados a partir da multiplicação dos pesos
atribuídos pelo modelo DEA a cada um dos produtos discriminados na Tabela 1, com
exceção do produto "qualidade", pela respectiva variação de cada produto ocorrida
nesse período, conforme formulação a seguir.

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𝑚
1

𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑 = ∑𝑉𝑗 ∆𝑦𝑗 (1)
𝜃𝑟𝑒𝑓
𝑗=1
Onde:
𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑 : custos operacionais associados às instalações de transmissão que tenham
entrado em operação comercial entre 1º de julho de 2016 e a data-base da revisão;
: variação do produto "j" da empresa no período entre 1º de julho de 2016 e a
∆𝑦𝑗
data-base da revisão, excluído o produto "qualidade";
𝑉𝑗 : custo unitário atribuído ao produto "j" em R$1;
𝑚: total de produtos, excluído o produto "qualidade;
𝜃𝑟𝑒𝑓: mediana dos resultados de eficiência obtidos pelo modelo DEA, utilizado para
normalizar as eficiências estimadas para cada empresa, no valor de 74,59%.
53. A variação dos produtos discriminados na Tabela 2, entre 1º de julho de 2016 e a
data-base da revisão, decorrente de instalações de transmissão que tenham sido
retiradas de operação comercial, deverá ser considerada no cálculo do 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑.
54. Os pesos atribuídos pelo DEA a cada produto para cada concessionária estão
discriminados no Anexo III.
55. Os custos operacionais totais de cada concessionária, denominados 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑡,
consistirão na soma dos custos operacionais associados às instalações de
transmissão sob sua responsabilidade que estavam em operação comercial até 30
de junho de 2016 com os custos operacionais associados às instalações de
transmissão que tenham entrado em operação comercial entre 1º de julho de 2016
e a data-base da revisão, conforme formulação a seguir:
𝐶𝐴𝑂𝑀𝑡 = 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒+ 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑 (2)
56. Os 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑡 serão atualizados monetariamente pelo índice previsto em cada contrato
de concessão até a data da revisão tarifária periódica, conforme formulação a seguir:
1 Conforme a representação do problema programação linear descrito no Apêndice C da Nota Técnica
nº 160/2017-SRM/ANEEL deriva-se que a relação entre as variáveis de solução do problema "vj/u" pode ser
interpretada como o custo unitário em R$/unidade do produto "j" para cada observação.

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𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡′
(3)
𝐶𝐴𝑂𝑀𝑡 = 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑡×
𝑎𝑡𝑢𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜 𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡
Onde:
: custos operacionais totais atualizados associados ao contrato de
𝐶𝐴𝑂𝑀𝑡
𝑎𝑡𝑢𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜
concessão;
𝐶𝐴𝑂𝑀𝑡 : custos operacionais totais associados ao contrato de concessão;
𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡′: número índice do IPCA do mês de maio do ano da data de revisão; e
𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡: número índice do IPCA do mês anterior à data de referência do .
𝐶𝐴𝑂𝑀𝑡
57. Nos casos de revisão tarifária em que não houver a atualização do estudo de
benchmarking:
I. Para contratos que já passaram por processo revisional, será a adotada a
relação percentual entre custos operacionais e custo de reposição dos ativos
obtida no último processo de revisão periódica realizado; e
II. Para contratos que ainda não tenham passado por processo revisional será a
adotada a relação percentual entre custos operacionais e custo de reposição
dos ativos obtida no processo de estabelecimento inicial de receita, acrescido
o percentual de 1,30% sobre o novo custo operacional definido, de modo a
cobrir os custos com seguros.
6. BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA
6.1. COMPOSIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO
58. A Base de Remuneração Regulatória (BRR) é composta pelos valores dos
seguintes itens:
I - Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado,
conforme caso específico), compreendendo os seguintes grupos de contas de ativos:
i) Terrenos;
ii) Edificações, obras civis e benfeitorias;
iii) Máquinas e equipamentos;
II – Intangíveis;
III – Almoxarifado em Operação; e
IV – Obrigações especiais.

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9.1
59. A Base de Anuidade Regulatória (BAR), que é composta pelos seguintes grupos
de contas, não será considerada na BRR:
I – Terrenos – Administração;
II – Edificações, obras civis e benfeitorias – Administração;
III – Máquinas e equipamentos – Administração;
IV – Veículos;
V – Móveis e Utensílios; e
VI – Aluguéis.
60. Para a definição da Base de Anuidade Regulatória, são considerados os grupos de
contas listados na Tabela 3, ou aquelas que venham a substituí-las por meio do
Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE:
Tabela 3: Relação de Grupos de Contas para definição da BAR
Grupo de Grupo de
Atividade Descrição
Contas Ativos

| AIS | Transmissão | Rede Básica - Veículos | Veículos |
| --- | --- | --- | --- |
| AIS | Transmissão | Rede Básica - Móveis e Utensílios | Aluguéis |
| AIS | Transmissão | DIT - Veículos | Veículos |
| AIS | Transmissão | DIT - Móveis e Utensílios | Aluguéis |
| AIS | Administração | Adm. Central - Terrenos | Aluguéis |

Adm. Central - Edificações, Obras Civis e

AIS Administração Aluguéis
Benfeitorias

| AIS | Administração | Adm. Central - Máquinas e Equipamentos | Aluguéis |
| --- | --- | --- | --- |
| AIS | Administração | Adm. Central - Veículos | Veículos |
| AIS | Administração | Adm. Central - Móveis e Utensílios | Aluguéis |
| Intangível | Transmissão | Rede Básica - Softwares | Sistemas |
| Intangível | Transmissão | Rede Básica - Outros | Aluguéis |
| Intangível | Transmissão | DIT - Softwares | Sistemas |
| Intangível | Transmissão | DIT - Outros | Aluguéis |
| Intangível | Administração | Adm. Central - Servidões | Aluguéis |
| Intangível | Administração | Adm. Central - Softwares | Sistemas |
| Intangível | Administração | Adm. Central - Outros | Aluguéis |
| Gastos Op. | Transmissão | Arrendamentos (Leasing) | Aluguéis |
| Gastos Op. | Transmissão | Aluguéis em Geral | Aluguéis |
| Gastos Op. | Transmissão | Créditos de Tributos Recuperáveis | Aluguéis |

6.2. CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA
61. Para a avaliação dos ativos das transmissoras vinculados ao serviço público de
transmissão de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração na
RTP, devem ser observadas as seguintes diretrizes:

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a) A base de remuneração aprovada na revisão periódica anterior deve ser
"blindada". Entende-se como Base Blindada os valores aprovados por laudo de
avaliação ajustados, associados aos ativos em operação, excluindo-se as
movimentações ocorridas (baixas e depreciação) e as respectivas atualizações,
além dos valores para as contas de Almoxarifado de Operações. As disposições
aqui referidas à Base Blindada aplicam-se às parcelas R1 e R3;
b) Também compõem a Base Blindada as instalações de transmissão autorizadas
às concessionárias prorrogadas que foram objeto de indenização, nos termos da
Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de 1º de novembro de 2012,
correspondentes às parcelas de receita R2. No entanto, não será atribuído
qualquer valor às instalações indenizadas, sendo definidos os valores bruto e
líquido iguais a zero. A depreciação acumulada apurada para esses bens
também não deve ser computada para o cálculo da receita requerida da
concessionária;
c) As inclusões entre as datas-bases das revisões anterior e atual, desde que em
operação e autorizadas por Resolução específica da ANEEL, compõem a Base
Incremental e são avaliadas utilizando-se a metodologia definida neste
Submódulo. As disposições referentes à Base Incremental aplicam-se às
parcelas R4;
d) Os valores finais da avaliação são obtidos a partir da soma dos valores
atualizados da base de remuneração blindada (itens a e b) com os valores das
inclusões ocorridas entre as datas-bases das revisões anterior e atual - Base
Incremental (item c);
e) Considera-se como data-base do relatório de avaliação o último dia do sexto mês
anterior ao mês do processo de revisão atual; e
f) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do índice contratual,
entre a data-base do relatório de avaliação e a data da revisão periódica atual.
6.2.1 Tratamento da Base Blindada
62. Para a avaliação dos ativos que compõem a Base Blindada, devem ser adotados,
nesta sequência, os seguintes procedimentos:
a) Devem ser expurgadas da Base Blindada as baixas ocorridas entre as datasbases das revisões anterior e atual;
b) Devem ser expurgadas da base Blindada os valores considerados nos processos
de revisão anteriores associados aos itens de Almoxarifado de Operação;
c) Não devem ser considerados na Base Blindada os ativos que compõem a BAR;

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d) Após a exclusão das baixas e dos ativos que compõem a BAR, os valores
remanescentes de cada bem da Base Blindada devem ser atualizados pela
variação do índice contratual;
e) O valor monetário referente às Obrigações Especiais da Base Blindada será
obtido atualizando-se o valor aprovado na revisão anterior pela variação do índice
contratual. Nenhum valor deverá ser deduzido das Obrigações Especiais a título
de baixas efetuadas na Base Blindada;
f) Deve ser considerado o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre as datasbases das revisões anterior e atual, obtendo-se o valor da base de remuneração
blindada atualizada e depreciada;
g) Os Índices de Aproveitamentos – IA referentes aos bens e terrenos da Base
Blindada deverão ser revistos, considerando eventuais expansões ocorridas no
presente ciclo.
6.2.2 Tratamento da Base Incremental
63. Para a avaliação dos ativos que tenham sido adicionados ao patrimônio, desde que
em operação e autorizados por Resolução da ANEEL, devem ser adotados, nesta
sequência, os seguintes procedimentos:
a) As inclusões entre as datas-bases das revisões anterior e atual serão avaliadas
utilizando-se a metodologia definida neste Submódulo;
b) Não devem ser considerados na Base Incremental os ativos que compõem a
BAR; e
c) Deve ser levado em consideração o efeito da depreciação acumulada ocorrida
entre a data de entrada de operação e a data-base da revisão atual, obtendo-se
o valor da base de remuneração depreciada.
64. As transmissoras cujo primeiro processo de revisão da receita anual permitida
ocorrerá entre 1º de julho de 2018 e 30 de junho de 2023 terão toda sua base de
ativos valorada com as mesmas regras aplicáveis à Base Incremental.
6.3. MANUTENÇÃO DA BASE
65. A base de remuneração é regulatória e sua avaliação, homologada pela ANEEL,
deverá ser registrada contabilmente no Ativo Imobilizado em Serviço – AIS, sem
atualização em relação à data-base da revisão tarifária, bem como seus efeitos nas
Obrigações Vinculadas ao Serviço Público de Energia Elétrica – Obrigações

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Especiais, até o segundo mês subsequente à aprovação pela Diretoria Colegiada da
ANEEL.
6.4. CRITÉRIOS PARA INCLUSÃO DE ATIVOS NA BASE DE REMUNERAÇÃO
REGULATÓRIA
66. Os reforços ou melhorias em instalações existentes, ou novas instalações desde que
formalmente indicadas pelo planejamento setorial, somente poderão ser executadas
e, consequentemente, reconhecidas na base de remuneração das transmissoras
mediante Resolução da ANEEL.
67. Os reforços ou melhorias executadas sem respaldo em Resolução da ANEEL ou
executadas em desconformidade com a Resolução Autorizativa não devem compor
a base de remuneração das transmissoras passível de revisão, observando o
seguinte:
a) Deverão constar de relatórios separados, com as devidas justificativas,
obedecendo rigorosamente ao formato estabelecido nos Relatórios de Avaliação
e de Conciliação Físico-Contábil; e
b) Esses bens devem ser registrados no ativo imobilizado, no entanto, deverão ser
registrados, concomitantemente, no sistema extrapatrimonial até que tenha
situação regularizada por meio de processo autorizativo da ANEEL, desde que
haja interesse do planejamento setorial.
68. O parágrafo anterior não se aplica exclusivamente para as melhorias em instalações
de transmissão não alcançadas pela Resolução Normativa nº 643, de 2014, cuja
necessidade foi indicada pelo planejamento setorial em data anterior a 31 de
dezembro de 2012, mas que somente efetivaram sua integração ao Sistema
Interligado Nacional após 1º de janeiro de 2013. Para essas obras os relatórios
aplicáveis devem destaca-las, de modo a serem avaliadas tecnicamente conforme
os critérios de elegibilidade vigentes, desde que assegurado que não foram incluídas
nos laudos de avaliação homologados pela ANEEL, nos termos da Resolução
Normativa nº 589, de 2013.
69. Os ativos de transmissão de energia elétrica são classificados em elegíveis e não
elegíveis, sendo que todos devem ser avaliados, observando o seguinte:
a) Os ativos vinculados à concessão são elegíveis quando efetivamente utilizados
no serviço público de transmissão de energia elétrica.
b) Os ativos vinculados à concessão são não elegíveis quando não utilizados na
atividade concedida ou utilizados em atividades não vinculadas ao serviço
público de transmissão de energia elétrica, tais como bens cedidos/ocupados por

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grêmios, clubes, fundações, entre outros; bens desocupados/desativados; e bens
cedidos a terceiros. Esses ativos também não são considerados na BAR.
70. Para aplicação dos critérios de elegibilidade, para fins de inclusão na base de
remuneração, faz-se necessária uma análise qualificada do uso, função e/ou
atribuição do ativo, na prestação do serviço público de transmissão de energia
elétrica.
71. A relação dos ativos inventariados classificados como não elegíveis deve ser
apresentada à ANEEL contendo as devidas justificativas. Esses bens e/ou
instalações devem ser avaliados e um relatório deve ser apresentado em separado.
6.5. PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO
72. Para avaliação da Base Incremental das transmissoras, utiliza-se o Método do Valor
Novo de Reposição (VNR), conforme definidos neste Submódulo.
73. O Método do Valor Novo de Reposição (VNR) estabelece que cada ativo é
valorado, a preços atuais, considerando todos os gastos necessários para sua
substituição por idêntico, similar ou equivalente que efetue os mesmos serviços e
tenha a mesma capacidade do ativo existente.
74. Para a valoração dos ativos, a aplicação do Método do Valor Novo de Reposição
utilizará, necessariamente nesta ordem:
a) Banco de Preços de Referência ANEEL;
b) Valor contábil fiscalizado e atualizado pelo índice contratualmente estabelecido.
75. O Banco de Preços Referenciais da ANEEL representa os custos médios
regulatórios, por unidade modular, conforme regulamento da ANEEL.
76. Não se aplica o Banco de Preços Referenciais da ANEEL, quando:
a) O item a ser valorado não estiver representado no Banco de Preços Referenciais
da ANEEL;
b) Não houver preços referenciais para itens correspondentes, semelhantes ou
análogos ao item a ser valorado no Banco de Preços Referenciais da ANEEL.
77. As características técnicas assumidas para os reforços/melhorias nos processos de
autorização deverão ser respeitadas quando da revisão periódica.
78. Para a completa definição da Base de Remuneração é necessário estabelecer os
seguintes valores:

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a) Valor Novo de Reposição (VNR): corresponde ao valor individual do bem,
valorado, a preços atuais, nos termos estabelecidos neste Submódulo.
b) Valor de Mercado em Uso (VMU): É definido como o Valor Novo de Reposição
– VNR deduzido da parcela de depreciação, a qual deve respeitar os percentuais
de depreciação acumulada registrados na contabilidade.
c) Base de Remuneração Bruta (BRRb): É definido como o Valor novo de
Reposição do conjunto de bens e instalações da transmissora que integram o
Ativo Imobilizado em Serviço e Intangível, deduzido do índice de aproveitamento
integral, do valor bruto de obrigações especiais e dos ativos totalmente
depreciados.
d) Base de Remuneração Líquida (BRRl): É definido como o Valor de Mercado
em Uso do conjunto de bens e instalações da transmissora que integram o Ativo
Imobilizado em Serviço e Intangível, deduzido do valor líquido de obrigações
especiais, do índice de aproveitamento depreciado e adicionado o valor do
almoxarifado em operação.
79. Para os casos excepcionais de valoração de terrenos na Base Incremental pelo valor
contábil fiscalizado e atualizado, será aplicado um percentual nos grupos de ativos
Terrenos, Edificações e Obras Civis e Benfeitorias que demonstre o aproveitamento
do ativo no serviço público de transmissão de energia elétrica, definindo-se assim o
índice de aproveitamento para esses Ativos.
80. O Índice de Aproveitamento de terrenos e edificações é aplicado sobre o Valor Novo
de Reposição – VNR, definindo-se o Índice de Aproveitamento Integral – IAI. Sobre
o Valor de Mercado em Uso – VMU será definido o Índice de Aproveitamento
Depreciado – IAD.
81. Para aplicação do Índice de Aproveitamento, faz-se necessária uma análise
qualificada do uso, função e/ou atribuição do ativo, na prestação do serviço público
de transmissão de energia elétrica.
82. Ainda para os casos excepcionais tratados nos parágrafos anteriores, os imóveis
que não possuem documentação de titularidade de propriedade definitiva em nome
da transmissora podem ser incluídos na base de remuneração, desde que sejam
respeitados os seguintes critérios:
a) Ser um imóvel elegível (imóvel operacional);
b) Estar registrado na contabilidade;

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9.1
c) Apresentar documentação que comprove a aquisição; e
d) Apresentar documentação que comprove que a titularidade de propriedade se
encontra em processo de regularização (protocolo em cartório ou similar).
83. Deve ser apresentada a relação em separado dos imóveis elegíveis que não
possuem documentação de titularidade de propriedade definitiva, incluindo
informações detalhadas sobre a situação atual, e quanto à adequação de cada um
dos critérios referidos, bem como a destinação de uso de cada um dos imóveis.
84. Os imóveis que não atenderem aos critérios acima não serão incluídos na base de
remuneração regulatória.
85. A transmissora pode, a seu exclusivo critério, encaminhar formalmente, para
apreciação da ANEEL, requerimento para inclusão na base de remuneração
regulatória de imóvel eventualmente excluído, nos termos acima mencionados, que
deverá ser devidamente justificada e documentada.
6.5.1 Determinação do Valor Novo de Reposição – VNR
86. Para valoração da Base Incremental serão consideradas as unidades modulares de
subestação ou linhas de transmissão autorizadas, desde que em operação comercial
entre as datas-bases das revisões anterior e atual, e sua avaliação deverá ser
apresentada pela concessionária no formato definido no presente Submódulo.
87. Os valores resultantes do processo de avaliação da Base Incremental poderão sofrer
ajustes pela fiscalização da ANEEL.
88. Se a concessionária não encaminhar a avaliação da Base Incremental, nos termos
definidos neste Submódulo e no prazo estabelecido pela ANEEL, ou caso o relatório
de avaliação apresentado pela concessionária não seja aprovado, em virtude de
qualidade técnica insuficiente ou não conformidades apontadas na fiscalização,
caberá à ANEEL arbitrar a base de remuneração a ser considerada no processo de
revisão em curso, não constituindo tal fato a dispensa da concessionária em
apresentar o relatório posteriormente.
89. O Valor Novo de Reposição do conjunto de bens e instalações da transmissora que
integram o Ativo Imobilizado em Serviço e Intangível será dado pela soma da Base
Blindada atualizada, deduzidas das baixas e bens totalmente depreciados, e o
resultado da aplicação do Banco de Preços Referenciais da ANEEL sobre a Base
Incremental.
90. Os relatórios de avaliação deverão ser protocolados na ANEEL, em até 120 dias
antes da data da revisão periódica da concessionária.

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91. O relatório de avaliação da Base Incremental está apresentado no Anexo I.
6.5.2 Juros Sobre Obras em Andamento – JOA
92. O JOA é definido regulatoriamente e calculado considerando-se a taxa regulatória
de remuneração do capital (WACC) real após impostos, aplicando-se a fórmula a
seguir.
( )
N ( )
=  + N + 1 − i −

JOA 1 r 12 1 * di
i = 1 (11)
Onde:
JOA: juros sobre obras em andamento em percentual (%);
N: número de meses, de acordo com o tipo de obra;
r: taxa regulatória de remuneração do capital - WACC; e
di: desembolso mensal em percentual (%) distribuído de acordo com o fluxo financeiro.
93. O percentual obtido para o JOA será acrescido ao Valor Novo de Reposição do ativo.
94. O prazo de construção regulatório (em meses) foi obtido dos cronogramas para
construção das instalações de transmissão de energia elétrica autorizadas pela
ANEEL entre 2008 e 2017 e totalizou 22 meses para obras em subestação e 24
meses em linhas de transmissão.
95. Considerou-se um fluxo financeiro de 40% desembolso distribuído linearmente ao
longo dos primeiros 2/3 dos prazos médios de construção e 60% ao longo da
segunda e última metade dos prazos médios de construção.
96. A taxa regulatória de remuneração de capital (WACC) deverá considerar o valor
regulatório vigente.
6.6. ALMOXARIFADO EM OPERAÇÃO
97. O almoxarifado de operação, vinculado à operação e manutenção de máquinas,
instalações e equipamentos necessários à prestação do serviço público de
transmissão de energia elétrica, é considerado para compor a base de remuneração.
98. Deve integrar a base de remuneração os saldos médios dos últimos 12 (doze) meses
das seguintes subcontas previstas no MCSE, excluindo valores referentes a
eventuais Unidades de Adição e Retirada – UAR existentes:
1107.1 – Matéria Prima e Insumos para produção de Energia Elétrica;

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1107.2 – Material (exceto os saldos das subcontas: 1107.2.04 – Destinado à
alienação; 1107.2.03 – Emprestado; e 1107.2.06 – Resíduos e sucatas);
1107.3 – Compras em curso;
1107.4 – Adiantamentos a fornecedores;
1107.7 – (-) Provisão para Redução ao Valor Recuperável.
6.7. DEMAIS PROCEDIMENTOS
6.6.1 Depreciação
99. Para a determinação do Valor de Mercado em Uso – VMU deve ser utilizado o
Método da Linha Reta2 para o cálculo da depreciação, considerando-se o percentual
de depreciação acumulada registrada na contabilidade para cada bem do ativo
considerado. Não se admite a utilização de quaisquer outros critérios de
depreciação.
100. Os critérios e procedimentos contábeis, as taxas de depreciação e os percentuais de
depreciação acumulada de cada bem não podem ser modificados em relação ao
registro contábil, exceto por determinação da ANEEL, quando da constatação de
imperfeições na contabilidade.
101. As situações relativas às reformas gerais de ativos devem ser conduzidas conforme
critérios estabelecidos no MCSE e no MCPSE.
102. O Valor de Mercado em Uso para a composição da Base de Remuneração será
obrigatoriamente igual a zero quando o bem estiver totalmente depreciado, conforme
identificado no respectivo registro contábil.
103. Uma vez que cada bem deverá ser depreciado com seu respectivo percentual de
depreciação acumulada, de acordo com os registros contábeis, fica vedado qualquer
tipo de equalização que leve em consideração percentuais acumulados de
depreciação contábil por conta ou grupo de contas contábeis.
104. Em nenhuma hipótese a depreciação acumulada apurada para os bens indenizados
nos termos da Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de 1º de novembro de 2012,
deve afetar o cálculo da receita requerida da concessionária.
2 "Método da Linha Reta": consiste basicamente em aplicar taxas constantes de depreciação durante o tempo
de vida útil estimado para o bem. Pela regra geral, o valor da depreciação é dado pela razão entre o custo
base de aquisição do bem e os anos estimados de sua vida útil. A taxa de depreciação é obtida pelo inverso
dos anos estimados para a vida útil do bem, multiplicado por 100% (para base percentual). Ambos os cálculos
são definidos para a base anual.

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105. Para efeito de depreciação, são utilizadas as taxas anuais de depreciação para os
ativos de uso e características semelhantes, no âmbito da transmissão de energia
elétrica, de acordo com o MCPSE.
106. O percentual de depreciação acumulada por bem, com base nas informações
contábeis, deverão constar do relatório de conciliação físico-contábil, tanto para
Base Blindada como para a Base Incremental.
107. Se constatadas imperfeições nos cálculos de depreciação dos bens, a ANEEL
deverá recalcular a depreciação acumulada desses ativos para efeito de avaliação
com base no MCPSE.
6.6.2 Baixas
108. As informações de baixas na Base Blindada devem ser informadas no relatório de
conciliação físico-contábil, nos termos desse Submódulo.
109. Se constatada a retirada de operação de equipamento cuja baixa não foi efetuada
na contabilidade da concessionária, a fiscalização da ANEEL deverá proceder à
baixa do ativo no relatório de conciliação.
6.6.3 Obrigações Especiais
110. As Obrigações Especiais são recursos relativos à participação financeira do
consumidor, das dotações orçamentárias da União, verbas federais, estaduais e
municipais e de créditos especiais vinculados às concessões. As Obrigações
Especiais não são passivos onerosos ou créditos do acionista. São atualizadas com
os mesmos critérios e índices utilizados para corrigir os bens registrados no Ativo
Imobilizado dos agentes.
111. As obrigações especiais devem compor a base de remuneração regulatória como
redutoras do ativo imobilizado em serviço.
112. Para fins de revisão, a depreciação dos ativos adquiridos com recursos oriundos das
Obrigações Especiais não é computada no cálculo da receita requerida da
concessionária.
113. As obrigações especiais deverão ser controladas, a partir de 1º de janeiro de 2018,
pela data de aquisição, ou seja, os registros serão controlados separadamente
quanto à sua amortização, de forma a permitir a identificação do saldo totalmente
amortizado, que não deve reduzir o ativo imobilizado em serviço. O saldo existente
em dezembro de 2017 deverá ser controlado separadamente até sua completa
amortização.

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114. Para determinação do valor atualizado das Obrigações Especiais a ser considerado
como parcela redutora na base de remuneração, deverá ser aplicada a variação
verificada entre o Valor Novo de Reposição total e o Valor Original Contábil não
depreciado da conta "Máquinas e Equipamentos", sobre o saldo das Obrigações
Especiais.
115. As quotas de depreciação dos bens constituídos com recursos de Obrigações
Especiais, independentemente da sua data de formação, deverão ter seus efeitos
anulados no resultado contábil. A quota de reintegração calculada sobre o valor do
bem adquirido com recurso de Obrigação Especial deverá ser movimentada, em
conformidade com o MCSE, de forma que o efeito desta despesa seja anulado no
resultado do exercício. Para a apuração do valor da reintegração, deverá ser utilizada
a taxa média de depreciação do ativo imobilizado da respectiva atividade em que
tiverem sido aplicados os recursos de Obrigações Especiais.
116. Como forma de demonstração dos valores de Obrigações Especiais, as
concessionárias deverão, no Relatório de Avaliação, incluir o Demonstrativo de
Obrigações Especiais, o qual deverá mostrar os valores Brutos e Líquidos de
Obrigações Especiais. Para tanto, o percentual Acumulado da Amortização Contábil
deverá ser mantido para a Amortização das Obrigações Especiais Avaliadas.
6.8. RELATÓRIO DE CONCILIAÇÃO FÍSICO-CONTÁBIL
117. A conciliação dos ativos deve ser realizada por empresa credenciada pela ANEEL,
contratada pela concessionária, a qual produzirá um relatório técnico que estará
sujeito à validação mediante fiscalização da Agência. A concessionária responde
solidariamente, na esfera administrativa ou judicial, por qualquer erro ou dano
decorrente das informações fornecidas, inclusive aquelas necessárias à correta
aplicação do Bancos de Preços.
118. O relatório de conciliação físico-contábil está apresentado no Anexo II.
119. As avaliações dos ativos também serão realizadas considerando os resultados da
fiscalização, com o objetivo de verificar as características e as condições
operacionais dos ativos.
120. A conciliação físico-contábil deverá apurar o percentual acumulado de depreciação,
por bem, que deve ser aplicado sobre o Valor Novo de Reposição para obtenção do
Valor de Mercado em Uso de cada bem.
121. A conciliação físico-contábil deve ser procedida em conjunto pela empresa
avaliadora e a concessionária, a partir dos dados cadastrados no sistema
georreferenciado e os respectivos registros contábeis, observando a existência de
bens que se encontram em fase de unitização e cadastramento, tendo em vista o

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prazo de 60 dias estabelecido no MCSE para transferência do Ativo Imobilizado em
Curso – AIC para o Ativo Imobilizado em Serviço.
122. Os registros contábeis utilizados para a conciliação físico-contábil devem,
necessariamente, estar na mesma data-base dos trabalhos de avaliação.
123. As sobras físicas apuradas no processo de conciliação físico-contábil devem ser
avaliadas e identificadas no Relatório de Conciliação e poderão ser aceitas após a
regularização via processo de autorização de reforços, além da sua comprovação e
contabilização.
124. As sobras físicas devem ser depreciadas considerando a idade da formação do bem.
Caso não haja documentação que comprove a data da entrada do bem em serviço,
a concessionária deve considerar a data de capitalização da ODI/Conta, em que está
localizada o bem.
125. As sobras contábeis não devem ser avaliadas.
126. Ao validar a Base de Remuneração, não serão validadas as sobras físicas. Caberá
à concessionária proceder aos ajustes das sobras e faltas na contabilidade,
conforme estabelece o MCSE, os quais deverão permanecer à disposição da
fiscalização da ANEEL por um período não inferior a 60 (sessenta) meses. Deverá,
ainda, regularizar a situação do bem, por meio do processo de autorização de
reforços, cuja eventual inclusão dependerá de validação da ANEEL e indicação do
planejamento setorial.
127. Os relatórios de conciliação físico-contábil deverão ser protocolados na ANEEL, em
até 120 dias antes da data da revisão periódica da concessionária.
6.9. CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS - CAIMI
128. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI - refere-se aos
investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em
hardware, software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso
administrativo.
129. O CAIMI será calculado, conforme equação a seguir:
𝐶𝐴𝐼𝑀𝐼= 𝐶𝐴𝐿+ 𝐶𝐴𝑉+ 𝐶𝐴𝐼 (12)
onde:
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis;
CAL: Custo Anual de Aluguéis;
CAV: Custo Anual de Veículos; e
CAI: Custo Anual de Sistema de Informática.

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130. O Custo Anual de Aluguéis (CAL) é calculado em conformidade com a equação a
seguir:
rWACCpré
CAL=BARa* [ ] (13)
1- 1
(1+rWACCpré)𝑉𝑈𝑎
onde:
CAL: Custo Anual de Aluguéis;
BARa: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados
para infraestrutura de imóveis de uso administrativo; e
VUa: Vida útil. Considera-se o valor definido no MCPSE, sendo 89% referente ao TUC
"230.01 – Equipamento Geral – Móveis e Utensílios" e 11% referente ao TUC "215.09 –
Edificação – Outras"; e
rWACCpré: Taxa regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos.
131. O Custo Anual de Veículos (CAV) é calculado em conformidade com a equação a
seguir:

CAV=BARv* rWACCpré (14)
[ ]
1- 1
(1+rWACCpré)𝑉𝑈𝑣
onde:
CAV: Custo Anual de Veículos;
BARv: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em veículos;
VUa: Vida útil. Considera-se o valor definido no MCPSE, referente ao TUC "615.01 –
Veículos"; e
rWACCpré: Taxa regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos.
132. O Custo Anual de sistemas de Informática (CAI) é calculado em conformidade com
a equação a seguir:

CAI=BARi* rWACCpré (15)
[ ]
1- 1
(1+rWACCpré)VUi
onde:
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática;
BARv: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em sistemas
de informática;
VUi: Vida útil. Considera-se o valor definido no MCPSE, sendo 70% referente ao TUC "535
- Software" e 30% referente ao TUC "235 – Equipamento Geral de Informática"; e
rWACCpré: Taxa regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos.

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133. Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são
considerados no Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a BRR. Esses
ativos são equivalentes a 0,82% (zero vírgula oitenta e dois por cento) do Ativo
Imobilizado em Serviço (AIS) e envolvem os seguintes grupos de ativos: (i) aluguéis;
(ii) veículos e (iii) sistemas (hardware e software).
134. Para a segregação adotou-se a média verificada de todas as empresas, sendo que
a segregação da base de anuidade regulatória por grupos é feita conforme as
proporções definidas na Tabela 4:
Tabela 4: Segregação da BAR nos Grupos de Ativos
Grupo de Ativos (% da BAR)
Aluguéis (BARa) 84,75%
Veículos (BARv) 7,66%
Sistemas (BARi) 7,59%
135. A Base de Anuidade Regulatória (BAR) pode ser então decomposta nos grupos
acima definidos:
(16)
𝐵𝐴𝑅= 𝐵𝐴𝑅𝑎+ 𝐵𝐴𝑅𝑣+ 𝐵𝐴𝑅𝑖
onde:
BARa: Montante da base de anuidade regulatória referentes aos investimentos considerados
para infraestrutura de imóveis de uso administrativo;
BARv: Montante da base de anuidade regulatória referentes aos investimentos em veículos;
e
BARi: Montante da base de anuidade regulatória referentes aos investimentos em sistemas
de informática.
7. CUSTO ANUAL DOS ATIVOS
136. A remuneração do capital é composta pelo retorno do capital (depreciação) e o
retorno sobre o capital (rentabilidade). Para fins de revisão periódica da receita anual
permitida das transmissoras, a remuneração do capital será anualizada no período
tarifário, por meio das seguintes expressões:
𝑅𝐶𝑖+𝑄𝑅𝑅𝑖 𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é

𝐶𝐴𝐴= (∑ 𝑛 ) ∙( −𝑛) + 𝐶𝐴𝐼𝑀𝐼 (17)
𝑖=1
(1+𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é) 1−(1+𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é)
𝑅𝐶𝑖= (𝐵𝑅𝑅𝑙𝑖−1) ∙𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é (18)
(19)
𝑄𝑅𝑅𝑖= 𝐵𝑅𝑅𝑏𝑖−1 ∙𝛿
Onde:
CAA: Custo Anual dos Ativos;

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RCi: remuneração de capital no ano i;
QRRi: Quota de Reintegração Regulatória no ano i;
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis;
rWACCpré: Taxa Regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos;
BRRbi-1: Base de remuneração regulatória bruta no ano i-1;
BRRli-1: Base de remuneração regulatória líquida no ano i-1;
n: Número de anos do próximo período tarifário; e
: Taxa média de depreciação das instalações.
137. O valor residual dos ativos, que corresponderá à base de remuneração líquida, ao
final de cada ano subtraindo-se as depreciações e desmobilizações.
8. TRATAMENTO DE INVESTIMENTOS EM MELHORIAS DE PEQUENO PORTE
138. A estimativa dos investimentos anuais para as melhorias de pequeno porte, referidas
nos §3º e §4º da Resolução Normativa nº 443, de 26 de julho de 2011, a serem
realizadas em instalações de transmissão, será calculada por meio das seguintes
expressões:
-1,047133
Base Líquida
Invmel (%) = 0,000336 × [ ] [20]
AIS
Invmel (R$) = Invmel (%) × AIS [21]
Onde:
Invmel: investimentos anuais em melhorias de pequeno porte;
AIS: Ativo Imobilizado em Serviço dado pelo Valor Novo de Reposição –
VNR associado aos ativos, correspondente ao valor individual do bem a
preços atuais; e
Base Líquida: VNR deduzido da parcela de depreciação, do valor líquido
de obrigações especiais e do índice de aproveitamento depreciado.
139. Os investimentos em melhorias serão calculados apenas às instalações de
transmissão sujeitas ao processo de revisão periódica da RAP prevista nos contratos
de concessão.
140. Os valores dos investimentos anuais resultantes das fórmulas paramétricas
estabelecerão, em conjunto das demais metodologias, a anuidade que vigorará
pelos próximos anos do ciclo.
141. Anualmente, a anuidade resultante dos investimentos em melhorias de pequeno
porte será objeto de atualização monetária, pelo índice contratual aplicável. Ao fim
do ciclo de RAP, a anuidade será revisitada, considerando os montantes realizados
pelas concessionárias no ciclo anterior, além das demais metodologias vigentes.

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142. Para a revisão dos montantes realizados no ciclo de RAP anterior, serão
consideradas as informações encaminhadas no relatório de avaliação da Base de
Remuneração das concessionárias, devendo ser incluídos nas informações os
respectivos números de cadastro no Plano de Modernização das Instalações.
9. OUTRAS RECEITAS
143. Para efeito de modicidade tarifária, são deduzidas da Receita Requerida, no
momento da revisão, as receitas obtidas pela concessionária mediante a exploração
de outras atividades (Outras Receitas – OR). Portanto, as Outras Receitas
corresponderão à soma das receitas presumidas de cada serviço, onde esta deve
levar em conta uma análise dos contratos vigentes da empresa.
144. Os critérios adotados partem de uma avaliação "ex-ante", em que se definem os
ganhos presumidos do prestador do serviço pela realização das atividades aqui
consideradas, assim como os critérios de compartilhamento desses ganhos entre a
empresa regulada e os usuários do serviço público regulado, visando contribuir para
a modicidade tarifária.
145. Para cada fonte de receita adicional a seguir identificada, deverá ser avaliada a
projeção de receitas para o próximo ciclo (receita presumida), atualizadas pelo índice
contratual à data da revisão, desconsiderando-se os encargos e tributos
correspondentes (receita líquida).
146. As outras receitas podem ser classificadas em função do tipo de atividade, conforme
a seguir:
a) Atividades complementares: são aquelas cujas despesas não são claramente
identificadas e já estão cobertas pela receita advinda da atividade regulada.
Enquadram-se nesse subgrupo os contratos de compartilhamento de
infraestrutura e sistemas de comunicação; e
b) Atividades atípicas: são aquelas às quais se impõem critérios de administração
e gestão que permitam total distinção de contabilização dos custos e resultados.
Destacam-se nessa categoria receitas advindas da prestação de serviços a
terceiros (operação e manutenção, consultoria e engenharia).

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9.1. RECEITAS DE ATIVIDADES COMPLEMENTARES
9.1.1. Compartilhamento de Infraestrutura
147. Para essa atividade, toda a receita auferida (líquida) com contratos de
compartilhamento de infraestrutura com prestadores de serviço público – CCI's,
excetuando-se custos adicionais comprovados, será destinada à modicidade
tarifária, haja vista o Contrato de Concessão estabelecer a obrigatoriedade da
concessionária em compartilhar instalações já remuneradas pela RAP.
148. As receitas com contratos de compartilhamento podem ser classificadas em: (i)
custos de implantação, cujos valores serão destinados à modicidade tarifária uma
única vez, no primeiro processo de revisão de receitas anuais permitidas
subsequente à aprovação desse Submódulo, diluídos no ciclo tarifário; (ii) taxas de
conservação, as quais considera-se a receita auferida anualmente; e (iii) outros.
9.1.2. Sistema de comunicação
149. Visando o compartilhamento das receitas decorrentes dessas atividades com os
usuários do serviço público regulado, será adotada uma divisão equânime do lucro
líquido, ou seja, um percentual de 50% (cinquenta por cento) será atribuído à
concessionária, com fins de se estimular a eficiência na prestação do serviço,
enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço regulado.
150. Por se tratar de atividades complementares ao serviço de transmissão, o percentual
da receita que seria atribuído às despesas também serão integralmente revertidas à
modicidade tarifária, considerando que estas já foram incluídas na receita da
atividade regulada.
151. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como
despesas incorridas na prestação do serviço o percentual de 50% (cinquenta por
cento) da receita líquida.
152. Ou seja, um percentual de 75% será destinado à modicidade tarifária, enquanto o
percentual de 25% será atribuído à concessionária.
9.2. RECEITAS DE ATIVIDADES ATÍPICAS
153. Com fins de se estimular a eficiência na prestação do serviço, será adotada uma
divisão equânime do lucro líquido, ou seja, um percentual de 50% (cinquenta por
cento) será atribuído à concessionária, enquanto a outra parcela será destinada aos
consumidores do serviço regulado.

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154. Por serem atividades atípicas, apenas a parcela do lucro líquido será revertida à
modicidade tarifária. Para apuração do lucro líquido serão estimadas as despesas
decorrentes de cada uma das atividades, calculadas como percentual da receita.
9.2.1. Serviços de Consultoria
155. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como
despesas incorridas na prestação do serviço o percentual de 40% (quarenta por
cento) da receita líquida. Ou seja, um percentual de 30% será destinado à
modicidade tarifária, enquanto o percentual de 70% será atribuído à concessionária.
9.2.2. Serviços de Operação e Manutenção
156. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como
despesas incorridas na prestação do serviço o percentual de 80% (oitenta por cento)
da receita líquida. Ou seja, um percentual de 10% será destinado à modicidade
tarifária, enquanto o percentual de 90% será atribuído à concessionária.
9.2.3. Serviços de Engenharia
157. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como
despesas incorridas na prestação do serviço o percentual de 80% (oitenta por cento)
da receita líquida. Ou seja, um percentual de 10% será destinado à modicidade
tarifária, enquanto o percentual de 90% será atribuído à concessionária.
9.2.4. Comercialização de Direitos de Propriedade e Produtos de P&D
158. Para a atividade de comercialização de direitos de propriedade e de produtos obtidos
em um projeto de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) regulado pela ANEEL, o
compartilhamento das receitas depende do percentual destinado às instituições de
pesquisa sediadas nas regiões Norte (N), Nordeste (NE) e Centro-Oeste (CO):
a) Para as empresas localizadas nas regiões N, NE ou CO que destinarem pelo
menos 60% (sessenta por cento) do valor do projeto a instituições de pesquisa
sediadas nessas regiões, o compartilhamento das receitas é de 70% (setenta
por cento) para apropriação pela empresa e de 30% (trinta por cento) para a
modicidade tarifária. O mesmo compartilhamento se aplica às empresas das
demais regiões que destinarem pelo menos 25% (vinte e cinco por cento) do
valor do projeto a instituições de pesquisa sediadas no N, NE e CO;
b) Caso não sejam comprovadas tais destinações para as regiões N, NE ou CO, o
compartilhamento é de 50% (cinquenta por cento) para apropriação pela
empresa e de 50% (cinquenta por cento) para a modicidade tarifária.

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DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO
9.1
10. RECEITAS POR ANÁLISE DE PROJETO E COMISSIONAMENTO DE OBRAS
DE ACESSANTE
159. As receitas advindas da verificação de conformidade das especificações e dos
projetos das instalações implantadas por acessante, bem como as advindas da
participação do comissionamento destas instalações, serão destinadas
integralmente para a concessionária de transmissão a título de ressarcimento pela
realização destes serviços, desde que constem no respectivo Contrato de Conexão
às Instalações de Transmissão – CCT ou Contrato de Compartilhamento de
Instalações de Transmissão – CCI, conforme os valores máximos previstos na
regulamentação vigente.

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Anexo I: Relatório de Avaliação - Base Incremental (parcela de receita R4)
CAMPOS DESCRIÇÃO
6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do
que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de zeros à
esquerda para completar 6 (seis) dígitos
1 Código Módulo SIGET
Informar o código 999999 para as unidades
modulares em operação no ciclo atual que não
tenham sido objeto de avaliação da ANEEL
6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do
que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de zeros à
esquerda para completar 6 (seis) dígitos
2 Código Receita SIGET
Informar o código 999999 para as unidades
modulares em operação no ciclo atual que não
tenham sido objeto de avaliação da ANEEL
3 Nome da subestação ou linha de transmissão Conforme identificação do Módulo SIGET
4 Descrição do Módulo De acordo com SIGET
5 Classificação RB, RBF, DIT, IEG, ICG
6 Grupo Equipamento De acordo com SIGET
7 Tipo de uso Apenas para DITs: compartilhado ou exclusivo
xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + "/" + 4
8 Contrato da Concessionária
dígitos para identificar o ano)
9 Tipo Receita RBSE, RPC, RBNI, RCDM, RMEL, RMELP
10 Ato da RAP Resolução Autorizativa ou Homologatória
11 Operação Comercial dd/mm/aa
Linha de Transmissão; Subestação – Módulo de
12 Tipo de Módulo Manobra, Subestação – Módulo de Infraestrutura,
Subestação – Módulo de Equipamento
13 Tipo de Usuário G, D ou C
14 Tensão do Módulo kV
15 Tensão Secundária kV, se houver
16 Arranjo da SE BS, BPT, BD4, BD, AN, DJM
17 Potência MVA ou MVA, se houver
18 Tipo de Circuito Apenas para LTs: CS, CD, D1, D2
19 Tipo de Cabo Apenas para LTs
20 Extensão da linha Apenas para LTs: km
21 Valor do Banco de Preços ANEEL R$
Informar qualquer excepcionalidade, caso haja,
22 Outras observações
por módulo

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Anexo II: Relatório de conciliação Físico-Contábil
II. A: Formulário aplicável à Base Blindada (parcelas de receita R1 ou R3).
CAMPOS DESCRIÇÃO
1 Conta Contábil Conforme Elenco de Contas, seguindo MCSE
2 Número Patrimônio Código atribuído pela concessionária
3 Digito Incorporação Código atribuído pela concessionária
4 ODI (Ordem de Imobilização) Código atribuído pela concessionária
5 TI (Tipo de Instalação) Seguir MCPSE
6 CM (Centro Modular) Seguir MCPSE
7 TUC (Tipo de Unidade de Cadastro) Seguir MCPSE
8 Denominação do TUC Seguir MCPSE
Seguir MCPSE
9 A1
10 A2 Seguir MCPSE
11 A3 Seguir MCPSE
Seguir MCPSE
12 A4
Seguir MCPSE
Contábeis 13 A5
14 A6 Seguir MCPSE
Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa,
xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + "/" +
15 Resolução Homologatório, Contrato de
Informações 4 dígitos para identificar o ano)
Concessão)
6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do
16 Código Módulo SIGET que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de zeros
à esquerda para completar 6 (seis) dígitos
17 IdUC Código atribuído pela concessionária
18 UAR Código atribuído pela concessionária
Taxa vigente (%) (Resolução Normativa 674,
19 Taxa Anual de Depreciação (%)
de 11/8/2017)
Conforme Sistema da Empresa, capaz de
20 Descrição Contábil do Bem
identificar o bem
21 Quantidade Informar quantidade avaliada
22 Unidade de Medida Considerar as unidades previstas no MCPSE
Datas de energização/Capitalização
23 (dd/mm/aa)
(transferência do AIC para o AIS).
24 Valor Original Contábil (R$) Valor efetivamente contabilizado
25 Depreciação Acumulada (R$) R$
26 % Depreciação Acumulada %
27 Valor Residual Contábil (R$) R$

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CAMPOS DESCRIÇÃO
Baixas
28 ODD (Ordem de desativação) Código atribuído pela concessionária
29 Data da baixa (dd/mm/aa)
Conforma Sistema da Empresa, capaz de
30 Descrição Técnica do Bem
identificar o bem
Base
31 Classe de Tensão kV
da
32 Reserva Técnica S/N
Física
Informações
Nome da subestação ou linha de
33 Conforme identificação do Módulo SIGET
transmissão
Nível de tensão da subestação ou linha de
34 kV
transmissão
35 ODI Engenharia Conforma Sistema da Empresa
Complementares
36 Código do Material Conforma Sistema da Empresa
Informações
Conforma Sistema da Empresa, capaz de
37 Descrição do Código do Material
identificar o material
38 Valor Novo de Reposição - VNR (R$) R$
39 % do Índice de Aproveitamento %
Avaliação
Valor do Índice De não Aproveitamento
40 R$
Integral – INA (R$)
41 VNR Menos INA (R$) R$
da
42 % Depreciação Acumulada %
Resultado
43 Depreciação Acumulada – DA (R$) R$
44 Valor de Mercado em Uso - VMU (R$) R$
45 Valor do INA Depreciado (R$) R$
46 Valor da Base de Remuneração - VBR (R$) R$
Valor do equipamento principal e impostos não
47 Valor de Fabrica (VF) do VNR (R$)
de recuperáveis
Novo 48 COM Unitário do VNR (%) %
49 COM Unitário do VNR (R$) R$
Valor Reposição
50 Valor VF + COM (Unitário) do VNR (R$) R$
51 Referência Banco de Preços
do

Formação 52 Quantidade 1 Informar quantidade avaliada
Informar unidade de medida (m, kg, pc, m2,
53 Unidade de Medida 1
etc)
Preencher apenas para os condutores cuja
54 Fator de conversão (Kg/m)
unidade da linha 47 seja kg

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CAMPOS DESCRIÇÃO
Informar quantidade em metros (m) para os
55 Quantidade 2 condutores e repetir a quantidade da linha 46
para os demais bens
Repetir os dados da linha 47 para todos os
56 Unidade de Medida 2 bens, exceto para condutores cuja unidade a
ser informada deve ser em metros (m)
57 Total do VF do VNR (R$) R$
58 Total de COM do VNR (R$) R$
59 Total de VF mais COM do VNR (R$) R$
60 Custos Adicionais do VNR (%) %
61 CA sem JOA do VNR (R$) R$
62 JOA do VNR (%) %
63 JOA do VNR (R$) R$
Banco de Preço (BP) ou Valor Contábil Informar se foi utilizado banco de preços (BP)
64
Atualizado (V) ou se utilizado o Valor Contábil Atualizado (V)
65 Índice Utilizado Para Atualização Fórmula ou índice utilizado
66 Índice na Data-Base Nº índice resultante na data-base do relatório
Nº índice resultante na data de incorporação do
67 Índice na Data de Aquisição
bem
Auxiliares 68 Fator de Atualização
69 Doação S/N
70 Incorporação de Rede S/N

Informações 71 PLPT S/N
72 Status Processo de Regularização S/N
73 Identificador de Linha no Quadro 5
74 Identificador de Linha no Quadro 7
75 Status de Elegibilidade S/N
Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra
76 Status de Conciliação
Contábil (SC)
77 Controle de Abertura Contábil
78 Controle Numeração Física

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9.1
II. B: Formulário aplicável à Base Incremental (parcela de receita R4)
CAMPOS DESCRIÇÃO
1 Conta Contábil Conforme Elenco de Contas, seguindo MCSE
2 Número Patrimônio Código atribuído pela concessionária
3 Digito Incorporação Código atribuído pela concessionária
4 ODI (Ordem de Imobilização) Código atribuído pela concessionária
5 TI (Tipo de Instalação) Seguir MCPSE
6 CM (Centro Modular) Seguir MCPSE
7 TUC (Tipo de Unidade de Cadastro) Seguir MCPSE
8 Denominação do TUC Seguir MCPSE
9 A1 Seguir MCPSE
10 A2 Seguir MCPSE
Seguir MCPSE
11 A3
12 A4 Seguir MCPSE
13 A5 Seguir MCPSE
Contábeis
Seguir MCPSE
14 A6
Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa,
xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + "/" +
15 Resolução Homologatória, Contrato de
4 dígitos para identificar o ano)
Informações Concessão)
6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do
que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de zeros
à esquerda para completar 6 (seis) dígitos
16 Código Módulo SIGET
Informar o código 999999 para as unidades
modulares em operação no ciclo atual que não
tenham sido objeto de avaliação da ANEEL
17 IdUC Código atribuído pela concessionária
18 UAR Código atribuído pela concessionária
Taxa vigente (%) (Resolução Normativa 674,
19 Taxa Anual de Depreciação (%)
de 11/8/2017)
Conforme Sistema da Empresa, capaz de
20 Descrição Contábil do Bem
identificar o bem
21 Quantidade Informar quantidade avaliada
22 Unidade de Medida Considerar as unidades previstas no MCPSE
Datas de energização/Capitalização
23 (dd/mm/aa)
(transferência do AIC para o AIS).
24 Valor Original Contábil (R$) Valor efetivamente contabilizado
25 Depreciação Acumulada (R$) R$
26 % Depreciação Acumulada %
27 Valor Residual Contábil (R$) R$

Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência
REVISÃO PERIÓDICA DAS RECEITAS

9.1 4.1 01/08/2022
DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO
9.1
CAMPOS DESCRIÇÃO

Baixas 28 ODD (Ordem de desativação) Código atribuído pela concessionária
29 Data da baixa (dd/mm/aa)
Conforma Sistema da Empresa, capaz de
30 Descrição Técnica do Bem
Base identificar o bem
31 Classe de Tensão kV
da 32 Reserva Técnica S/N
Física
Informações
Nome da subestação ou linha de
33 Conforme identificação do Módulo SIGET
transmissão
Nível de tensão da subestação ou linha de
34 kV
transmissão
35 ODI Engenharia Conforma Sistema da Empresa
Complementares
36 Código do Material Conforma Sistema da Empresa
Informações
Conforma Sistema da Empresa, capaz de
37 Descrição do Código do Material
identificar o material
38 Doação S/N
39 Incorporação de Rede S/N
Auxiliares
40 PLPT S/N
41 Status Processo de Regularização S/N
Informações 42 Identificador de Linha no Quadro 5
43 Identificador de Linha no Quadro 7
44 Status de Elegibilidade S/N
Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra
45 Status de Conciliação
Contábil (SC)
46 Controle de Abertura Contábil
47 Controle Numeração Física

Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência
REVISÃO PERIÓDICA DAS RECEITAS

9.1 4.1 01/08/2022
DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO
9.1
II. C: Formulário aplicável à Base de ativos indenizada (parcelas de receita R2):
CAMPOS DESCRIÇÃO
1 Conta Contábil Conforme Elenco de Contas, seguindo MCSE
2 Número Patrimônio Código atribuído pela concessionária
3 Digito Incorporação Código atribuído pela concessionária
4 ODI (Ordem de Imobilização) Código atribuído pela concessionária
5 TI (Tipo de Instalação) Seguir MCPSE
6 CM (Centro Modular) Seguir MCPSE
7 TUC (Tipo de Unidade de Cadastro) Seguir MCPSE
8 Denominação do TUC Seguir MCPSE
9 A1 Seguir MCPSE
10 A2 Seguir MCPSE
11 A3 Seguir MCPSE
Seguir MCPSE
12 A4

Contábeis 13 A5 Seguir MCPSE
14 A6 Seguir MCPSE
Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa,
xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + "/" +
15 Resolução Homologatório, Contrato de
Informações 4 dígitos para identificar o ano)
Concessão)
6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do
16 Código Módulo SIGET que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de zeros
à esquerda para completar 6 (seis) dígitos
17 IdUC Código atribuído pela concessionária
18 UAR Código atribuído pela concessionária
Taxa vigente (%) (Resolução Normativa 674,
19 Taxa Anual de Depreciação (%)
de 11/8/2017)
Conforme Sistema da Empresa, capaz de
20 Descrição Contábil do Bem
identificar o bem
21 Quantidade Informar quantidade avaliada
22 Unidade de Medida Considerar as unidades previstas no MCPSE
Datas de energização/Capitalização
23 (dd/mm/aa)
(transferência do AIC para o AIS).
24 Valor Original Contábil (R$) Valor efetivamente contabilizado
25 Depreciação Acumulada (R$) R$
26 % Depreciação Acumulada %
27 Valor Residual Contábil (R$) R$
Baixas
28 ODD (Ordem de desativação) Código atribuído pela concessionária
29 Data da baixa (dd/mm/aa)
Conforma Sistema da Empresa, capaz de
Inf or m 30 Descrição Técnica do Bem
identificar o bem

Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência
REVISÃO PERIÓDICA DAS RECEITAS

9.1 4.1 01/08/2022
DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO
9.1
CAMPOS DESCRIÇÃO
31 Classe de Tensão kV
32 Reserva Técnica S/N
Nome da subestação ou linha de
33 Conforme identificação do Módulo SIGET
transmissão
Nível de tensão da subestação ou linha de
34 kV
transmissão
35 ODI Engenharia Conforma Sistema da Empresa
Complementares
36 Código do Material Conforma Sistema da Empresa
Informações
Conforma Sistema da Empresa, capaz de
37 Descrição do Código do Material
identificar o material
Banco de Preço (BP) ou Valor Contábil Informar se foi utilizado banco de preços (BP)
38
Atualizado (V) ou se utilizado o Valor Contábil Atualizado (V)
39 Índice Utilizado Para Atualização Fórmula ou índice utilizado
40 Índice na Data-Base Nº índice resultante na data-base do relatório
Nº índice resultante na data de incorporação do
41 Índice na Data de Aquisição
bem
Auxiliares 42 Fator de Atualização
43 Doação S/N
44 Incorporação de Rede S/N
Informações
45 PLPT S/N
46 Status Processo de Regularização S/N
47 Identificador de Linha no Quadro 5
48 Identificador de Linha no Quadro 7
49 Status de Elegibilidade S/N
Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra
50 Status de Conciliação
Contábil (SC)
51 Controle de Abertura Contábil
52 Controle Numeração Física

Anexo III: Custo Unitário de cada produto por concessionária
𝐤𝐕 𝐤𝐕
𝐈𝐧𝐝𝐢𝐬𝐩𝐨𝐧𝐢𝐛𝐢𝐥𝐢𝐝𝐚𝐝𝐞
𝟐𝟑𝟎 ≥𝟐𝟑𝟎
𝐤𝐕 𝐤𝐕
𝐤𝐕 𝐤𝐕 𝐀𝐩𝐚𝐫𝐞𝐧𝐭𝐞
𝐑𝐞𝐚𝐭𝐢𝐯𝐚 <
𝟐𝟑𝟎 ≥𝟐𝟑𝟎

𝟐𝟑𝟎 𝐑𝐞𝐝𝐞≥𝟐𝟑𝟎 𝐞𝐪) 𝐞𝐪)
𝐌𝐨𝐝𝐝 𝐌𝐨𝐝𝐝 <
𝐑𝐞𝐝𝐞<

Empresa 𝐑$ 𝐑$ 𝐑$ 𝐑$ 𝐑$ 𝐑$ 𝐑$ (𝐌𝐨𝐝𝐌𝐚𝐧𝐨𝐛𝐫𝐚) 𝐑$ (𝐌𝐨𝐝𝐌𝐚𝐧𝐨𝐛𝐫𝐚) 𝐑$
𝐏𝐨𝐭ê𝐧𝐜𝐢𝐚
𝐏𝐨𝐭ê𝐧𝐜𝐢𝐚
𝐑𝐓+ 𝐑𝐓+
𝐝𝐞
𝐤𝐦 𝐤𝐦
𝐞 𝐞 𝐓𝐞𝐦𝐩𝐨
(𝐔𝐧𝐝𝐓𝐑 (𝐔𝐧𝐝𝐓𝐑

| CTEEP CC 059/2001 | 1.875,00 | 2.500,00 1.955,79 1.055,27 | 240.606,15 | 320.808,20 | 56.250,00 | 75.000,00 | 513,96 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| CEMIG-GT CC 006/1997 | 1.875,00 | 2.500,00 | 800,00 | 400,00 | 387.806,93 | 517.075,91 | 56.250,00 | 75.000,00 | 827,03 |
| CEEE-GT CC 055/2001 | 1.875,00 | 2.500,00 | 800,00 | 400,00 | 387.806,93 | 517.075,91 | 56.250,00 | 75.000,00 | 827,03 |
| CELG G&T CC 063/2001 | 6.177,04 | 8.236,05 | 800,00 | 400,00 | 15.000,00 | 75.000,00 | 15.000,00 | 75.000,00 | 0,00 |
| COPEL-GT CC 060/2001 | 1.875,00 | 2.500,00 | 800,00 | 400,00 | 387.806,93 | 517.075,91 | 56.250,00 | 75.000,00 | 827,03 |
| CHESF CC 061/2001 | 1.875,00 | 2.500,00 | 800,00 | 400,00 | 387.806,93 | 517.075,91 | 56.250,00 | 75.000,00 | 827,03 |
| FURNAS CC 062/2001 | 1.875,00 | 2.500,00 2.000,00 4.000,00 | 64.807,94 | 303.457,35 | 6.069,15 | 30.345,73 | 0,00 |  |  |
| ELETROSUL CC 057/2001 | 6.375,00 | 8.500,00 2.000,00 1.000,00 | 33.136,13 | 165.680,63 | 56.250,00 | 75.000,00 | 311,61 |  |  |
| ELETRONORTE CC 058/2001 | 1.875,00 | 2.500,00 | 800,00 | 400,00 | 420.041,41 | 560.055,21 | 11.201,10 | 56.005,52 | 667,14 |

Referência de preço: junho de 2018.
Proret
Procedim entos de
Regulação Tarifária