REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 1020/2022
Tipo de documento: anexo
Ementa: Aprova a revisão dos Módulos 3 e 4 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, dos Submódulos 9.1, 9.2 e 9.7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária, do Glossário do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico e altera a Resolução Normativa ANEEL 903, de 8 de dezembro de 2020, e a Portaria ANEEL 3.926, de 29 de março de 2016.
Assunto: Aprovação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-05-27
Autor: ANEEL

ANEXO LXIII
Módulo 9: Concessionárias de Transmissão
Submódulo 9.7
IMPLEMENTAÇÃO DE MELHORIAS E REFORÇOS EM INSTALAÇÕES SOB RESPONSABILIDADE DE
CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO
Versão 2.0

1. OBJETIVO
1. Estabelecer os procedimentos para a implementação de melhorias e reforços em instalações de
transmissão sob responsabilidade de concessionárias de serviço público de transmissão de energia
elétrica e as metodologias aplicáveis no cálculo da parcela adicional de Receita Anual Permitida – RAP.
2. ABRANGÊNCIA
2. Aplica-se a todas as concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica quando da
implementação de melhorias e reforços em instalações de transmissão integrantes do Sistema Interligado
Nacional – SIN.
3. PROCESSO DE IMPLEMENTAÇÃO E AUTORIZAÇÃO DE MELHORIAS
3. As Melhorias de Pequeno Porte, conforme definido no Módulo 3 das Regras dos Serviços de
Transmissão, serão implantadas pelas concessionárias de transmissão e, quando vinculadas a instalações
de transmissão que compõem a base imobilizada de ativos e são sujeitas à revisão integral de receita,
terão suas receitas adicionais avaliadas no processo de revisão periódica da Receita Anual Permitida –
RAP.
4. Previamente à implantação de Melhorias de Grande Porte, conforme definido no Módulo 3 das Regras
dos Serviços de Transmissão, as concessionárias deverão encaminhar, anualmente, ao Operador Nacional
do Sistema Elétrico – ONS, por meio de sistema computacional, a relação dos módulos de equipamento
ou linhas de transmissão, no que couber, a serem substituídos ou reformados, acompanhadas do prazo
de execução das substituições ou reformas.
5. Com base no disposto no Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão e no escopo apresentado
no Plano de Outorgas, publicado pelo MME ou por instituição delegada, a ANEEL conduz o processo de
autorização das Melhorias de Grande Porte, que resulta na emissão de Resolução com estabelecimento
prévio de receita adicional e do respectivo prazo de implantação.
6. Para os casos em que as concessionárias fazem jus ao estabelecimento de adicional de receita, com
base na avaliação do ONS, a ANEEL conduz os processos de autorização de Melhorias de Grande Porte
decorrentes de sinistro com estabelecimento de parcela adicional de RAP retroativa à data, apurada pelo
ONS, de retorno à operação comercial definitiva das funções transmissão afetadas.
4. PROCESSO DE AUTORIZAÇÃO DE REFORÇOS
7. Os reforços a serem realizados em instalações sob responsabilidade de concessionárias de transmissão
constam no Plano de Outorgas, publicado pelo Ministério de Minas e Energia – MME ou por instituição
delegada.
8. Com base no escopo descrito nesse documento, a ANEEL conduz os processos de autorização de
reforços, que resultam na autorização à concessionária responsável pelas respectivas instalações, com
receita adicional estabelecida previamente ou à época da revisão periódica ou do reajuste de receita
subsequente, conforme estabelece o Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão

9. A autorização de reforços estabelecerá os respectivos prazos de execução com base em prazos médios
para o tipo e porte de cada empreendimento.
5. ENVIO DE INFORMAÇÕES PRÉVIAS
10. A ANEEL poderá solicitar às transmissoras responsáveis informações necessárias aos processos de
autorização de melhorias e reforços, com prazo para envio estabelecido no Ofício de solicitação.
11. O envio das informações não gera direito a ressarcimento de custos.
12. As informações devem conter o seguinte detalhamento:
a) Informações gerais do empreendimento conforme modelo do Anexo I;
b) Ficha técnica de cada subestação relacionada ao empreendimento contendo as características básicas
dos módulos e equipamentos associados ao empreendimento conforme modelo do Anexo II, quando
aplicável;
c) Ficha técnica de cada linha de transmissão relacionada ao empreendimento conforme modelo do
Anexo III, quando aplicável;
d) Descrição detalhada do empreendimento destacando todos os pontos necessários ao processo de
autorização;
▪ Em caso de repotenciação de equipamentos, as características dos equipamentos existentes e previstos
descrevendo as principais atividades a serem executadas;
▪ Em caso de remanejamento ou substituição de equipamentos, a origem e o destino do equipamento,
seu número de série e se haverá aproveitamento de infraestrutura (bases, pórticos etc.);
▪ Em caso de recapacitação ou reconstrução de linha de transmissão ou barramento de subestação, as
características atuais e futuras da linha de transmissão ou do barramento e a justificativa técnica e
econômica da opção pela recapacitação ou reconstrução, descrevendo as atividades a serem executadas
e os materiais necessários.
e) No caso de seccionamento de linhas de transmissão, indicar:
▪ Nome e características do circuito a ser seccionado, especificando número do circuito, comprimento,
tensão de operação, tipo de cabo condutor e para-raios etc.;
▪ Nome e localização da subestação seccionadora;
▪ Comprimento de linha a ser construído entre o ponto de seccionamento e a subestação seccionadora;
▪ Distância entre o ponto de seccionamento e cada uma das subestações das extremidades do circuito
seccionado.

f) Diagrama Unifilar Atualizado destacando os tipos das instalações: Futuras; Existentes; a Executar ou a
Retirar, com identificação do empreendimento em questão;
g) Planta de Localização e de Arranjo Físico de Equipamentos (atual e nova configuração);
h) Cronograma de execução do empreendimento, conforme modelo do Anexo IV;
i) Orçamento de equipamentos conforme os modelos dos Anexos de V a VIII;
▪
Para orçamento de recapacitação ou repotenciação, remanejamento e/ou substituição, discriminar os
custos por atividade, sempre informando o custo unitário e o total dos itens com transporte (km),
movimentação de óleo isolante (L), tratamentos especiais para equipamentos, desmontagem e
montagem, retensionamento de cabos e condutores e para-raios, suspensão de torres, substituição de
cadeia de isoladores etc.;
13. O descumprimento do prazo e/ou do padrão estabelecidos constitui infração, sujeita à imposição da
penalidade de multa, conforme estabelece o Art.9º, inciso VI, da Resolução Normativa n.º 846, de 11 de
junho de 2019, ou o que vier a sucedê-la.
14. Os projetos e especificações dos equipamentos são de responsabilidade da transmissora e devem ser
elaborados em conformidade com os Procedimentos de Rede, normas técnicas e legislação vigente à
época da prestação de informações.
6. ADICIONAL DE RECEITA ANUAL PERMITIDA – RAP
15. A parcela adicional de RAP associada aos reforços e às Melhorias de Grande Porte é calculada com
base em parâmetros regulatórios e em custos-padrão. No caso de melhorias será avaliado se a receita
atual da concessionária já contempla a parcela associada ao empreendimento ou se há necessidade de
estabelecimento de parcela adicional de receita.
16. Os custos-padrão estão estabelecidos no Banco de Preços de Referência ANEEL, homologado pela
Resolução Homologatória n.º 758, de 6 de janeiro de 2009, e alterações supervenientes.
17. Nos períodos entre revisões, as receitas associadas aos Reforços e às Melhorias de Grande Porte,
conforme definido no Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão, têm caráter provisório, sendo
redefinidas no processo de revisão subsequente ao ciclo de entrada em operação comercial do
empreendimento, com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercial do reforço ou
melhoria. A eventual diferença decorrente da revisão do valor será considerada na RAP da transmissora
em parcelas iguais até a revisão periódica da RAP subsequente.
18. Para o que não esteja contemplado no Banco de Preços de Referência ANEEL, podem ser adotados
valores obtidos por meio de consulta a fabricantes e fornecedores, realizados em aquisições anteriores,
ou declarados pela própria empresa, desde que acompanhado da justificativa e fundamentação
necessária.

19. Quando adotados valores não contemplados no Banco de Preços de Referência ANEEL, a parcela
adicional de RAP poderá sofrer alteração em virtude de fiscalização a ser realizada sobre os custos
praticados pela transmissora para a implementação de melhorias ou reforços.
20. Em casos de recapacitação de linha de transmissão ou adequação de módulo de manobra classificada
como reforço, bem como de substituição ou reforma de equipamentos por reforço em instalações que
não estão sujeitas a revisão periódica integral de RAP, não é atribuído adicional de Operação e
Manutenção – O&M, visto que a concessionária já é remunerada para operar e manter as instalações
existentes.
21. O Custo de Referência ANEEL pode associar um Módulo de Infraestrutura de Manobra – MIM a cada
novo módulo de manobra como complemento ao Módulo de Infraestrutura Geral – MIG da subestação.
Assim, o adicional de RAP referente ao MIM visa remunerar os investimentos em infraestrutura adicional.
22. O adicional de receita associado à complementação de infraestrutura de subestações licitadas,
quando necessário, será estabelecido observando-se a infraestrutura especificada no edital do leilão.
23. Em se tratando de substituição ou desativação de instalações sujeitas ao processo de revisão
periódica integral de RAP prevista no contrato de concessão, sem indicação de reutilização determinada
no Plano de Outorgas, a receita a associada será cancelada parcialmente, no caso de substituições de
unidades monofásicas de equipamentos, ou integralmente, nos demais casos, na data de retirada de
operação.
24. Em se tratando de equipamento substituído com possibilidade de reutilização, será estabelecida
parcela de RAP para sua manutenção pela concessionária responsável enquanto fora de operação, desde
que a necessidade de manutenção seja determinada no Plano de Outorgas, respeitando a razoabilidade
frente aos parâmetros regulatórios vigentes.
25. Em se tratando de substituição de equipamento transferido sem ônus à concessionária de
transmissão, serão avaliadas as razões da substituição e o eventual desconto de parcela de RAP relativa
ao percentual de vida útil remanescente para a composição da receita do equipamento substituto.
26. No caso de substituição autorizada como reforço, sem indicação de reutilização determinada no
Plano de Outorgas, em instalações de transmissão sujeitas ao processo de revisão periódica integral da
RAP prevista no contrato de concessão que ainda não estejam totalmente amortizadas, deverá ser
estabelecido o ressarcimento do valor não depreciado no processo de revisão periódica subsequente à
retirada em operação comercial do equipamento, desde que ocorra a devida baixa contábil.
27. Caso o equipamento substituído tenha sido indenizado, a exemplo do estabelecido na Lei n.º 12.783,
de 11 de janeiro de 2013, exceto no caso de substituições por reforço, as parcelas de receita referentes à
amortização e à remuneração do investimento para o equipamento substituto serão calculadas com base
no VNR descontado de parcela correspondente ao percentual de vida útil remanescente do equipamento
substituído, considerando-se a vida útil calculada a partir da taxa de depreciação estabelecida no Manual
de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE.

28. A concessionária deverá informar anualmente à ANEEL o montante auferido com a alienação de bens
de valor contábil residual, a ser considerado no estabelecimento da receita à época do reajuste anual de
receitas.
29. Nos casos em que os reforços não demandarem investimentos, conforme MCPSE, a exemplo de
remanejamento de equipamentos, o ressarcimento das despesas referenciais associadas, se necessário,
será realizado por meio de Parcela de Ajuste a ser estabelecida no reajuste de receita das transmissoras
subsequente à conclusão do reforço.
7. SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO
30. Conforme disposto na Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia
Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-las, deve ser
estabelecida parcela adicional de RAP destinada a cobrir os custos de referência para operação e
manutenção de instalações transferidas sem ônus à transmissora devido ao seccionamento de linha de
transmissão sob sua responsabilidade quando a obra for executada por outras transmissoras, centrais
geradoras, unidades consumidoras ou importadores e/ou exportadores de energia.
31. A transmissora responsável pela linha seccionada deve encaminhar à ANEEL o instrumento de
transferência não onerosa das instalações, informando a data na qual este foi celebrado, e informar a
data de entrada em operação comercial do seccionamento. Após o recebimento deste documento, a
ANEEL emitirá Resolução Autorizativa estabelecendo a parcela adicional de receita associada à operação
e manutenção das instalações transferidas, definida com base no Banco de Preços de Referência ANEEL e
no percentual de O&M vigente.
32. No caso de seccionamento realizado por meio de licitação, previsto no Item 6.9 da Seção 3.1 do
Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa
n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-la, também será estabelecido adicional de RAP para a transmissora
responsável pela linha seccionada a fim de cobrir os custos das atividades de comissionamento e
verificação da conformidade de especificações e projetos. Nesta situação, juntamente com o instrumento
de transferência, a transmissora deve encaminhar à ANEEL a relação dos custos incorridos com estas
atividades. Neste caso, o adicional de receita é estabelecido conforme Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras
dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o
que vier a sucedê-la, e pago à transmissora em até dois ciclos tarifários da transmissão.
8. ACOMPANHAMENTO DA EXECUÇÃO DE EMPREENDIMENTOS
33. Após a publicação de Resolução Autorizativa a transmissora deve atualizar mensalmente a situação
de implantação do empreendimento conforme solicitação da ANEEL para fins de cadastro no Sistema de
Gestão de Transmissão – SIGET.
34. A situação de implantação do empreendimento é utilizada para fins de fiscalização pela ANEEL e não
implica alteração das características e prazos estabelecidos na Resolução.

35. Para os empreendimentos em que a ANEEL não solicita informações prévias à autorização, a
transmissora deverá encaminhar à ANEEL o cronograma detalhado de execução dos reforços ou melhorias
em até trinta dias após publicação do respectivo ato autorizativo.

9. RECEBIMENTO DE PARCELA ADICIONAL DA RAP
36. A receita estabelecida nos atos autorizativos associada aos Reforços de Grande Porte e às Melhorias
de Grande Porte é devida à transmissora a partir da data da entrada em operação comercial do
empreendimento.
37. Nos períodos entre revisões, as receitas associadas aos Reforços de Grande Porte e às Melhorias de
Grande Porte têm caráter provisório, sendo redefinidas no processo de revisão subsequente à entrada
em operação comercial do empreendimento, com efeitos retroativos à data de entrada em operação
comercial do reforço ou melhoria. A eventual diferença decorrente da revisão do valor será considerada
na RAP da transmissora em parcelas iguais até a revisão periódica da RAP subsequente.
38. Serão consideradas no reajuste de RAP das transmissoras as receitas associadas às instalações em
operação comercial cujas informações sobre conclusão forem atualizadas no SIGET pela concessionária
até 10 de maio do ano do reajuste.
39. As receitas associadas aos Reforços de Pequeno Porte autorizados serão estabelecidas no processo
de revisão periódica ou reajuste de RAP subsequente à sua entrada em operação comercial, com efeitos
retroativos à data de entrada em operação comercial do reforço.
40. Para os Reforços de Pequeno Porte que fazem jus ao estabelecimento de RAP no reajuste de receita,
conforme Módulo 3 das Regras de Transmissão, serão considerados aqueles que entraram em operação
comercial, conforme relatório de integração emitido pelo ONS, até 10 de março de cada ano e informados
à ANEEL até 31 de março.
41. Para os Reforços de Pequeno Porte que não envolvem investimentos, conforme MCPSE, a exemplo
de remanejamentos de equipamentos, o ressarcimento das despesas referenciais associadas, se
necessário, será realizado por meio de Parcela de Ajuste a ser estabelecida no reajuste de receita das
transmissoras subsequente à conclusão do reforço, mediante solicitação das concessionárias de
transmissão realizada até 31 de março de cada ano para reforços que entraram em operação comercial,
conforme relatório de integração emitido pelo ONS, até 10 de março de cada ano. A solicitação deverá
incluir o relatório de integração emitido pelo ONS associado ao reforço bem como o montante a ser
ressarcido, incluindo a data de referência de preços e documentos que justifiquem o valor solicitado, que
será avaliado pela ANEEL.
42. Os investimentos associados às Melhorias de Pequeno Porte serão calculados apenas quando
vinculadas às instalações de transmissão sujeitas ao processo de revisão periódica integral da RAP prevista
no contrato de concessão, e suas receitas associadas serão estabelecidas no processo de revisão periódica
de RAP subsequente a sua implantação.
43. No ciclo tarifário de transmissão no qual se inicia o direito ao recebimento da receita, o adicional de
RAP é calculado proporcionalmente ao tempo (pro-rata-tempore) de operação comercial do Reforço ou
Melhoria de Grande Porte.
44. O valor do adicional de RAP é reajustado anualmente pelo índice estabelecido no contrato de
concessão da transmissora até a data de referência de preços do ciclo tarifário. Assim, o valor devido à

transmissora em cada ciclo tarifário é referenciado à data dos preços do último reajuste da RAP das
transmissoras.
10. REAVALIAÇÃO DE QUANTITATIVOS PARA REFORÇOS DE GRANDE PORTE
45. Após a entrada em operação comercial de Reforços de Grande Porte, com base nas informações
como-construído dos empreendimentos conforme modelo dos Anexos deste Submódulo, a ANEEL poderá
recalcular as parcelas adicionais de RAP estabelecidas para os referidos reforços em razão de discrepância
relevante entre os quantitativos autorizados e implantados.
46. A transmissora deverá encaminhar as informações como-construído no prazo de cento e vinte dias a
partir da entrada em operação comercial de todos os Reforços de Grande Porte incluídos no respectivo
empreendimento.
47. O descumprimento do prazo e/ou do padrão estabelecidos constitui infração, sujeita à imposição da
penalidade de multa, conforme estabelece o Art. 9º, inciso VI, da Resolução Normativa n.º 846, de 11 de
junho de 2019.
48. A reavaliação das parcelas adicionais de RAP ocorrerá nos casos em que a diferença entre o
investimento realizado, por empreendimento, for 25% superior ou 25% inferior ao investimento utilizado
como referência para cálculo das parcelas adicionais de RAP autorizadas, tendo atualização pelo índice
indicado nos contratos de concessão e data base de referência do último reajuste.
49. Para o recálculo das parcelas adicionais de RAP, a ANEEL avaliará os quantitativos realizados e realizará
eventual correção dos quantitativos utilizados para cálculo da RAP originalmente autorizada, sem
alteração nos custos unitários utilizados, e publicará a alteração em ato autorizativo.
50. Caso o ato autorizativo que altera as parcelas adicionais de RAP seja publicado em ciclo tarifário
diferente daquele em que ocorreu a entrada em operação comercial dos reforços, a diferença entre o
montante de RAP recebido e o montante de RAP recalculado entre a data de entrada em operação
comercial definitiva e o fim do ciclo tarifário imediatamente anterior ao vigente deverá ser estabelecida
por meio de Parcela de Ajuste no reajuste de receitas subsequente.
51. A ANEEL poderá iniciar um processo de revisão dos percentuais de que trata o item 47 caso o número
de reforços de grande porte reanalisados anualmente seja inferior a 10% ou superior a 30% dos reforços
de grande porte que entraram em operação comercial no mesmo período.
10. METODOLOGIA PARA O CÁLCULO DO ADICIONAL DE RAP
52. O adicional de RAP associado aos reforços autorizados, dado pela receita bruta, corresponde à receita
líquida acrescida dos encargos setoriais e tributos conforme a equação (1), aplicável para concessionárias
que recolhem encargo de Reserva Global de Reversão – RGR, e conforme equação (2), para
concessionárias desobrigadas do recolhimento de RGR:

𝑅𝐿× (1 + 𝑃&𝐷) (1)
𝑅𝐵=
(1 −𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆−𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸−𝑅𝐺𝑅)
𝑅𝐿× (1 + 𝑃&𝐷+ 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸) (2)
𝑅𝐵=
(1 −𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)
onde:
RL: receita líquida anual;
RB: receita bruta anual;
PIS/COFINS: percentual relativo aos tributos PIS/PASEP e COFINS;
TFSEE: Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica;
P&D: percentual referente ao encargo de Pesquisa e Desenvolvimento; e
RGR: percentual referente ao encargo de Reserva Global de Reversão.
53. A receita líquida anual - RL corresponde ao Custo Anual dos Ativos - CAA acrescido das despesas com
Operação e Manutenção – COM, conforme a equação (3):a seguir:
RL = CAA + COM (3)
onde:
RL: receita líquida anual;
CAA: Custo Anual dos Ativos; e
COM: Custo de Operação e Manutenção.
54. O Custo de Operação e Manutenção – COM é obtido pela aplicação do percentual de O&M sobre o
valor de referência do investimento, conforme a equação (4):a seguir:
COM = INV . O&M (4)
onde:
COM: Custo de Operação e Manutenção;
INV: valor de referência do investimento; e
O&M: percentual regulatório relativo aos custos de operação e manutenção.
55. Em se tratando de transferência sem ônus à transmissora de instalações implementadas por terceiro,
o CAA é nulo e RL resume-se à equação (5):a seguir:
RL = COM (5)
onde:
RL: receita líquida anual; e

COM: Custo de Operação e Manutenção.
56. Neste caso, quando se tratar de instalações a serem incorporadas à Rede Básica, a transmissora, além
de parcela adicional de RAP para operação e manutenção das instalações transferidas, também faz jus a
parcela adicional de RAP para verificação de conformidades de especificações e de projetos - RC, conforme
disposto na Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada
pela Resolução Normativa n.º 67, de 8 de junho de 2004.905/2020, ou o que vier a sucedê-la. Nesses
termos, RC é dado pela equação (6) e RL é expressa pela equação (7), sendo aplicável por até dois ciclos
tarifários:
Rc ≤ 1,5% . INV (6)
RL = RC + COM (7)
onde:
RC: receita para verificação de conformidades de especificações e de projetos;
INV: valor de referência do investimento, neste caso correspondente ao orçamento constante do contrato
de concessão;
RL: receita líquida anual; e
COM: Custo de Operação e Manutenção
57. O cálculo do CAA varia com o perfil da receita da transmissora, que pode ser plano ou decrescente
ao longo da vida útil regulatória da Unidade Modular – UM, de acordo com cada contrato de concessão.
58. As planilhas de cálculo do adicional de RAP contendo as metodologias descritas neste documento
estão disponíveis no site da ANEEL, junto à Resolução Autorizativa.
10.1. PERFIL PLANO
59. Em caso de perfil plano, o Custo Anual dos Ativos Elétricos – CAAE é calculado segundo a equação (8):
 

INV r  1 T 
CAA = wacc  −

−  − 1 1  (8)
1( T ) − + r 

 1 1( r )   
wacc wacc
onde:
CAA: Custo Anual dos Ativos;
INV: valor regulatório de investimento. Para os casos de substituição classificados como melhoria em que
o equipamento substituído foi indenizado, a exemplo do estabelecido na Lei n.º 12.783, de 11 de janeiro
de 2013, será descontada parcela relativa ao percentual correspondente à vida útil remanescente do
equipamento substituído, considerando-se a vida útil calculada a partir da taxa de depreciação
estabelecida no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE;
rwacc: taxa de retorno real depois dos impostos sobre a renda;
δ: taxa média de depreciação regulatória da UM; e

T: alíquota tributária marginal efetiva.
10.2. PERFIL DECRESCENTE
60. Em caso de perfil decrescente, o Custo Anual dos Ativos – CAA é calculado segundo a equação (9):
 n RBC + QRR   r 
 =   
CAA = i i wacc
(9)

1( + r ) i 1 − 1( + r ) − n
   
i 1 wacc wacc
onde:
CAA: Custo Anual dos Ativos;
RBCi: Remuneração Bruta de Capital no ano i;
QRRi: Quota de Reintegração Regulatória no ano i;
rwacc: taxa de retorno real depois dos impostos sobre a renda; e
n: número de anos entre a entrada em operação comercial e a revisão subsequente.
61. Apesar de a metodologia considerar perfil decrescente para as anuidades, no período entre revisões
a RAP permanece constante. Para que isto ocorra, é anualizado o somatório dos valores presentes da
remuneração em cada ano que antecede a revisão periódica de receitas posterior à entrada em operação
das instalações.
62. A quota de reintegração regulatória – QRR (parcela correspondente à depreciação) é dada pela taxa
média de depreciação regulatória multiplicada pelo valor regulatório do investimento, conforme equação
(10):
QRRi = INV.ẟ (10)
onde:
QRRi: Quota de Reintegração Regulatória no ano i;
INV: valor regulatório de investimento. Para os casos de substituição classificados como melhoria em que
o equipamento substituído foi indenizado, a exemplo do estabelecido na Lei n.º 12.783, de 11 de janeiro
de 2013, será descontada parcela relativa ao percentual correspondente à vida útil remanescente do
equipamento substituído, considerando-se a vida útil calculada a partir da taxa de depreciação
estabelecida no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE; e
δ: taxa média de depreciação regulatória da UM.
63. A Remuneração Bruta do Capital - RBC resulta da aplicação da Alíquota Tributária Efetiva - T à
Remuneração Líquida de Capital – RLC nos termos apresentados na equação (11):
RLC
RBC = i
(11)
i 1( − T )
onde:
RBCi: Remuneração Bruta de Capital no ano i;

RLCi: Remuneração Líquida de Capital no ano i; e
T: Alíquota Tributária Efetiva.
64. A RLC é o resultado da aplicação da taxa de remuneração sobre o investimento não amortizado,
caracterizado pelo valor regulatório do investimento subtraído da depreciação acumulada. A RLC a cada
ano é obtida pela equação (12):
RLCi = (INV – Dai). Rwacc (12)
onde:
RLCi: Remuneração Líquida do Capital no ano i;
INV: valor regulatório de investimento;
DAi: Depreciação Acumulada no ano i; e
rwacc: taxa de retorno real depois dos impostos sobre a renda.
11. PARÂMETROS REGULATÓRIOS PARA CÁLCULO DE ADICIONAL DE RAP
65. O percentual de custos de operação e manutenção – O&M, utilizado no cálculo do COM, é de 2,0%.
Os demais parâmetros regulatórios associadas ao cálculo de adicional de RAP, tais como custo médio
ponderado de capital, alíquotas tributárias, etc. são estabelecidos nas revisões periódicas de receitas de
transmissão.
11.1. TAXA MÉDIA DE DEPRECIAÇÃO REGULATÓRIA
66. As taxas médias de depreciação regulatórias das unidades modulares consideram os valores
individuais das taxas de depreciação dos componentes da unidade modular ponderados pelos seus custos
relativos, conforme a equação (13):
n

TD  C
i i
TMD = i = 1
n (13)

C
i
i = 1
onde:
TMD: Taxa anual Média de Depreciação ponderada pelo capital;
TDi: taxa anual de depreciação do componente "i" da UM;
Ci: custo do componente "i" da UM; e
n: número de componentes da UM.
67. A taxa anual de depreciação - TD, constante durante a vida útil regulatória, corresponde ao inverso
da estimativa de vida útil em anos. As taxas anuais de depreciação constam do Manual de Controle
Patrimonial do Setor Elétrico (MCPSE), aprovado pela Resolução Normativa n.º 674, de 11 de agosto de
2015, o que vier a sucedê-la.
11.2. ENCARGOS SETORIAIS E TRIBUTOS

68. A Tabela 1 apresenta os encargos setoriais considerados no cálculo do adicional de RAP, a taxa
estabelecida na legislação e o respectivo amparo legal.
Tabela 1 – Encargos Setoriais considerados no cálculo do adicional de RAP

Encargo Taxa Amparo Legal
Lei n.º 5.655, de 20 de maio de 1971
Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de
Reserva Global 0,0 ou 1996
RGR

de Reversão 2,6% Lei n.º 9.648, de 27 de maio de 1998
Lei n.º 12.783, de 11 de janeiro de
2013
Taxa de Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de
Fiscalização dos 1996
TFSEE 0,4%
Serviços de Lei n.º 12.783, de 11 de janeiro de
Energia Elétrica 2013
Pesquisa e

P&D 1,0% Lei n.º 9.991, de 24 de julho de 2000
Desenvolvimento
69. Além dos encargos setoriais, a depender do contrato de concessão, poderão compor o adicional de
RAP os valores relativos às contribuições PIS/PASEP e COFINS, estabelecidos na Lei n.º 10.637, de 30 de
dezembro de 2002, e na Lei n.º 10.833, de 29 de dezembro de 2003, com o correspondente tratamento
tarifário na Lei n.º 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.
70. Em atendimento ao disposto na Portaria n.º 318, de 1º de agosto de 2018, o adicional de RAP é
estabelecido considerando o impacto positivo da aplicação do REIDI, instituído pela Lei n.º 11.488, de 15
de junho de 2007, nas aquisições e importações de bens e serviços pelas concessionárias de serviço
público de transmissão de energia elétrica.
71. Para a consideração do impacto da habilitação ao REIDI, são aplicados sobre os valores de
investimento considerados no cálculo da RAP os fatores redutores referentes à desoneração do PIS/PASEP
e da COFINS conforme estabelecido na Resolução Homologatória n.º 1.706, de 8 de abril de 2014,
alterações supervenientes.
72. A Tabela 2 apresenta as alíquotas de PIS/PASEP e COFINS, quando aplicáveis, utilizadas no cálculo do
adicional de RAP considerando o regime de tributação da transmissora.
Tabela 2 – Alíquotas referentes ao PIS/PASEP e à COFINS
Regime
Regime
Não
Tributo Cumulati
Cumulativ
vo
o

Contribuição para o

Financiamento da Seguridade COFINS 3,00% 7,60%
Social
Programas de Integração Social e

de Formação do Patrimônio do PIS/PASEP 0,65% 1,65%
Servidor Público

PIS/COFINS – Nominal 3,65% 9,25%

ANEXO I – INFORMAÇÕES GERAIS DO EMPREENDIMENTO

ANEXO II – FICHA TÉCNICA DE SUBESTAÇÃO

ANEXO III – FICHA TÉCNICA DE LINHA DE TRANSMISSÃO

ANEXO IV – CRONOGRAMA DE EXECUÇÃO DO EMPREENDIMENTO

ANEXO V – ORÇAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO

ANEXO VI – ORÇAMENTO DE SUBESTAÇÃO - MÓDULO DE INFRAESTRUTURA

ANEXO VII – ORÇAMENTO DE SUBESTAÇÃO - MÓDULO DE MANOBRA

ANEXO VIII – ORÇAMENTO DE SUBESTAÇÃO - EQUIPAMENTO