REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 11872/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Autoriza o ressarcimento financeiro à Energia Sustentável do Brasil S.A – ESBR pelos custos incorridos com o Banco de Reatores manobráveis de linha da potência citada, na Subestação Coletora Porto Velho, determina a transferência dos ativos para a Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A – Eletronorte e anui com a incorporação das instalações transferidas à Rede Básica.
Assunto: Autorização
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-05-12
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004224/2017-32
INTERESSADOS: Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte e Energia Sustentável do
Brasil S.A. – ESBR.
RELATOR: Efrain Pereira da Cruz.
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e
Distribuição – SCT e Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração.
ASSUNTO: Autorização e estabelecimento de parcela de Receita Anual Permitida – RAP pela
realização de reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade da Centrais Elétricas
do Norte do Brasil S.A – Eletronorte, e Ressarcimento financeiro à empresa Energia Sustentável
do Brasil S.A – ESBR pelos custos incorridos com a disponibilização do Banco de Reatores
manobráveis de linha de 110 Mvar, em 500 kV, ao SIN, bem como pela transferência do ativo
para a Eletronorte.
I – RELATÓRIO
1. Consta do Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica - POTEE, Ciclo
2020 (1ª emissão), a instalação de dois novos reforços – bancos de reatores de barra monofásicos
manobráveis (6+1R) x 50 Mvar, em 500 kV, e conexões - a serem instalados na SE Coletora Porto
Velho 500 kV.
2. Além disso, consta do mesmo POTEE o remanejamento do reator manobrável de
linha de 110 Mvar, em 500 kV, da LT 500 kV Coletora Porto Velho – UHE Jirau (ESBR) para a barra

da SE Coletora Porto Velho 500 kV e conexão DJM. Para isso, será necessária a transferência
desse ativo, de propriedade da ESBR, para a Eletronorte.
3. Em 27 de novembro de 2020, a SCT, em complementação a Nota Técnica nº 156,
de 20201, emitiu a Nota Técnica nº 701, de 20202, mantendo a recomendação de autorização
conjunta das obras para implantação dos novos reatores de barra e o remanejamento do reator
MME3,
de linha, de forma diversa do solicitado pela Eletronorte e da manifestação do de
28/09/2020, que versam pela autorização em separado destas obras.
4. Em 8 de novembro de 2020, a ESBR encaminhou as informações relativas ao pleito
de ressarcimento dos custos associados ao Banco de Reatores4, que foi implantado pela
concessionária para permitir a energização da UHE Jirau com poucas unidades geradoras
sincronizadas. A ESBR alega que o Banco de Reatores teria entrado em operação em 16 de
fevereiro de 2013, mas que passou a ser utilizado como recurso sistêmico, pelo Operador
Nacional do Sistema Elétrico – ONS, a partir de 1° de outubro de 2015.
5. Em 2 de julho de 2021, a SRG solicitou à SCT o cálculo5 dos custos incorridos,
considerando o Banco de Preços de Referência – BPR ANEEL, e as informações enviadas pela
ESBR, o que for menor dos valores referentes aos seguintes itens:
a) Investimento correspondente à instalação do Banco de Reatores manobrável
de linha de 110 Mvar/500 kV e demais equipamentos associados;
b) Depreciação/amortização referente ao item (a); e
c) Custos de operação e manutenção do Banco de Reatores.
6. Na mesma data, a SRG solicitou ao ONS6 esclarecimentos e informações sobre a
data inicial em que o Banco de Reatores passou a exercer funções de caráter sistêmico, sendo
1
SIC nº 48526.002010/2020-00.
2 SIC nº 48526.005940/2020-00
3
SIC nº 48513.025413/2020-00 - Ofício nº 251/2020/DPE/SPE-MME.
4
Carta ES/AB 543/20203
5 SIC nº 48550.000392/2021-00 - Memorando nº 024/2021–SRG/ANEEL
6 SIC nº 48550.000391/2021-00 - Ofício nº 035/2021-SRG/ANEEL

sua permanência necessária para segurança da operação do sistema.
7. Em 18 de novembro de 2021, a SCT apresentou os cálculos solicitados pela SRG7
quanto ao ressarcimento de dispêndios realizados pela ESBR.
8. Em 23 de novembro de 2021, minha assessoria, em consideração a manifestação
MME8, Superintendências9,
do orientou às SCT e SRG, para que os reforços em instalações de
transmissão, constantes no POTEE, sob responsabilidade da Eletronorte, ou seja, a instalação de
novos reatores de barra 500 kV da SE Coletora Porto Velho e o remanejamento do reator de linha
500 kV desta subestação, adquirido pela ESBR, sejam autorizados separadamente. Na ocasião,
além da manifestação do MME, tal orientação foi motivada em razão de persistir dúvidas sobre
a real data do início do uso sistêmico do reator de linha, de propriedade da ESBR.
9. Em resposta, a SCT, em 26 de novembro de 2021, emitiu a Nota Técnica nº 82710,
alterando a instrução processual realizada por meio das Notas Técnicas n° 156, de 2020 e nº 701,
de 2020, no sentido de possibilitar a autorização dos dois novos bancos de reatores de barra da
SE Coletora Porto Velho em separado da autorização do remanejamento do reator de linha
instalado pela ESBR.
10. Em 8 de dezembro de 2021, a Eletronorte solicitou reavaliação das conclusões e
recomendações apresentadas pela Nota Técnica nº 827/2021-SCT/ANEEL.
SRG11,

11. Em 3 de dezembro de 2021, em atenção a solicitação da o ONS apresentou
o entendimento12 que o Banco de Reatores passou a desempenhar funções sistêmicas após a
cessação da sua serventia para a operação da UHE Jirau, ou seja, em 30 de novembro de 201513.
12. Ciente de que não há mais dúvidas quanto a real data do início do uso sistêmico
do reator de linha da ESBR, minha assessoria solicitou à SRG o encaminhamento de nota técnica
7Nota Técnica nº 804/2021
8
Ofício nº 251/2020/DPE/SPE-MME
9 SIC nº 48575.005989/2021-00
10 SIC nº 48526.006322/2021-00
11
Ofício nº 035/2021-SRG/ANEEL
12
SIC nº 48550.000143/2022-00 - correspondência CTA-ONS DGL 2606/2021, de 03/12/2021
13 marco formalizado pela ESBR por meio da Carta IT – CC 1250/2015, de 30/09/2015.

contemplando os valores a serem ressarcidos à ESBR14, pelos custos incorridos na implantação,
manutenção e operação do banco de reatores instalado nos terminais da SE Coletora Porto velho,
para que os reforços em instalações de transmissão, sob responsabilidade da Eletronorte, sejam
objeto de uma única deliberação.
13. Em resposta, a SRG, em 21 de fevereiro de 2022, apresentou os cálculos solicitados
ressarcidos15.
quanto aos valores a serem
14. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
15. Trata-se de autorização e estabelecimento de parcela de Receita Anual Permitida
– RAP pela realização de reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade da
Eletronorte; e ressarcimento financeiro à ESBR pelos custos incorridos com o Banco de Reatores
manobráveis de linha de 110 Mvar, em 500 kV, na SE Coletora Porto Velho, quando o
equipamento passou a desempenhar funções para o SIN, bem como pela incorporação desses
ativos à Rede Básica, sob responsabilidade da Eletronorte.
16. Diante do que exponho a seguir, encaminho o presente voto no sentido de emitir
as Resoluções Autorizativas, conforme a minutas apresentadas pela SCT e SRG.
17. De acordo com as notas técnicas da SCT e SRG16, os reforços sob análise foram
indicados no Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica 2020 (POTEE – 1ª emissão).
18. Conforme consta do Plano de Outorgas, deverá ser realizada na SE Coletora Porto
Velho a instalação de dois bancos de reatores de barra monofásicos manobráveis em 500 kV,
de 150 Mvar (3x50 Mvar) e conexões, além de fase reserva. Também deverá ser realizada para
aquela subestação a transferência e instalação do reator manobrável de linha em 500 kV, de
110 Mvar, originalmente instalado na LT 500 kV Coletora Porto Velho - UHE Jirau, de propriedade
14
SIC nº 48575.006773/2021-00
15 SIC nº 48550.000144/2022-00 - 2022 - Nota Técnica nº 024/2022-SRG-SCT/ANEEL
16 Nota Técnica n° 827/2020- SCT/ANEEL e Nota Técnica nº 024/2022-SRG-SCT/ANEEL

da Energia Sustentável do Brasil S.A. – ESBR.
19. Ressalta-se que o ONS consignou esses reforços com a "prioridade P0", cuja
classificação está relacionada aos equipamentos indicados para controle de tensão na rede
básica, e àqueles indicados para solucionar problemas de superação de nível de curto-circuito.
II.1 Autorização dos Novos Bancos Reatores de Barra na SE Coletora Porto Velho
20. Tal como apresentado pela SCT17, não se verificou a necessidade da instalação de
dois novos módulos de Interligação de Barras – IB, uma vez que os dois novos reatores de barra
(RB1 e RB2) podem ser instalados em vãos existentes e vagos, conforme pode ser constatado no
diagrama unifilar da SE Coletora Porto Velho.
21. Conforme revisão do escopo realizada no POTEE 2020 (1ª emissão), a fase reserva
deverá ser compartilhada entre os dois novos bancos de reatores da SE Coletora Porto Velho,
situação já acordada com a Eletronorte e o planejamento setorial.
22. O prazo de referência, utilizado pela SCT, para instalação de Banco de Reatores é
de até 24 meses18. No entanto, considerando que a Eletronorte deverá realizar estudos prévios
ao início da implantação do reforço, entendo que ao prazo de referência sejam acrescidos 6
meses para realização destes estudos. Portanto, o prazo de implantação será alterado para 30
meses.
23. Os procedimentos e metodologias adotados nas notas técnicas, atendem ao que
dispõe o Módulo 9, integrante dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, de que trata
a Resolução Normativa nº 435, de 24 de maio de 2011.
24. O Submódulo 9.7, aprovado pela Resolução Normativa nº 880, de 2020, dispõe
que a receita estabelecida é devida à transmissora a partir da data da entrada em operação
comercial do empreendimento. Nos períodos entre revisões as receitas associadas aos reforços
têm caráter provisório, sendo redefinidas no processo de revisão subsequente à entrada em
operação comercial do empreendimento, com efeitos retroativos à data de entrada em operação
17 Nota Técnica nº 827/2021-SCT/ANEEL
18 SIC nº 48526.006165/2018-00 - Nota Técnica nº 0835/2018-SCT/ANEEL, de 17 de dezembro de 2018.

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.
25. Os encargos setoriais e tributos considerados no cálculo do adicional de RAP (RGR,
TFSEE e P&D) obedecem ao disposto item 11.2 do Submódulo 9.7 do PRORET. Além dos encargos
setoriais, a depender do contrato de concessão, poderão compor o adicional de RAP os valores
relativos às contribuições PIS/PASEP e COFINS, estabelecidos na Lei n.º 10.637, de 2002, e na Lei
n.º 10.833, de 2003, com o correspondente tratamento tarifário na Lei n.º 8.987, de 1995.
26. Ademais, em atendimento ao disposto na Portaria MME nº 31819, de 2018, o
adicional de RAP foi estabelecido considerando o impacto do Regime Especial de Incentivos para
o Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI, instituído pela Lei nº 11.488, de 2007.
27. Em conformidade com o Contrato de Concessão n° 014/2009, as parcelas
adicionais de RAP foram calculadas sem a aplicação das alíquotas referentes aos tributos
PIS/PASEP20 e COFINS21. Esses tributos devem ser incluídos pelo Operador Nacional do Sistema
Elétrico (ONS) nos Avisos de Crédito (AVC) e Avisos de Débito (AVD).
28. A Tabela I, a seguir, apresenta os valores de investimentos utilizados pela ANEEL,
o percentual de O&M adotado, a respectiva parcela adicional de RAP, considerando-se o perfil
plano para recebimento de receita, e o enquadramento do empreendimento na seção 3.1 do
Módulo 3 das Regras do Serviços de Transmissão (REN nº 905, de 2020). As memórias de cálculo
das parcelas de RAP constam como anexo da Nota Técnica nº 827/2021-SCT/ANEEL.
Tabela I – Investimento (R$), O&M (%) e RAP (R$)
REN

Empreendimento Investimento O&M RAP
905/2020
SE Coletora Porto Velho 500 kV

52.552.456,02 2,0 6.590.512,22 4.1,b.
Instalação de 2 reatores monofásico 500
19

20 Programa de Integração Social (PIS) e Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Pública (PASEP).
21 Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS).

REN

Empreendimento Investimento O&M RAP
905/2020
kV (6+1) x 50 Mvar e conexões DJM.

Total 52.552.456,02 - 6.590.512,22 -
Referência de preço: junho de 2020.
29. Os reforços indicados representam valores de investimentos de R$ 52.552.456,02
(cinquenta e dois milhões, quinhentos e cinquenta e dois mil, quatrocentos e cinquenta e seis
reais e dois centavos), a preços de junho de 2021, para os quais foi calculado adicional de RAP no
total de R$ 6.590.512,22 (seis milhões, quinhentos e noventa mil, quinhentos e doze reais e vinte
e dois centavos).
II.1.1 – Sobre o pedido de reavaliação da Nota Técnica nº 827/2021-SCT/ANEEL apresentado
pela Carta Eletronorte CE-RRG-0193/2021.
30. No que tange ao pedido apresentado tenho as seguintes considerações a respeito:
Sobre o item a) - Autorização de dois Módulos de Infraestrutura de Manobra – MIM 500 kV.
31. Nesse ponto a Eletronorte alega que o item 2.5.2 do Anexo I da Resolução
Homologatória nº 758/2009, que trata de quantidade de módulo de infraestrutura de manobra,
considera que a inclusão de uma nova Conexão de Reator de Barras implica na necessidade de
autorização de MIM adicional. Ocorre que este comando se aplica quando se identifica a
necessidade de expandir a subestação para implantação de um vão novo, o que não se verifica
para o caso. De acordo com as informações da Eletronorte, os dois futuros reatores de barra e
suas conexões serão instalados nos vãos disponíveis e conectados às interligações de barras
existentes. Assim, entendo que esse pedido não será atendido.
Sobre o item b) – Autorização de complementação do Módulo de Infraestrutura Geral - MIG
500 KV.
32. A Eletronorte alega que para viabilizar a entrada em operação comercial dos dois
bancos de reatores será necessária a autorização de 4 subquadros para a alimentação das cargas
existentes, 20 mil metros de cabos de potência, 5.700 metros de cabos de comando e controle,

painéis de comunicação, novos servidores SAGE, além de novo Quadro de Engenharia de
Operação para acomodação dos itens demandados.
33. Sobre esse ponto considero que, em que pese as Notas Técnicas da SCT já terem
harmonizados entendimentos, essas instalações, como solicitadas, não são objetos indicados no
plano de outorgas POTEE para serem autorizadas. Nesse caso, corroboro com o entendimento
da área técnica de que eventuais obras em módulos existentes da SE Coletora Porto Velho, não
contemplados ou indicados nos planos de obras, porém necessários para acomodar os reforços,
deverão ser encaminhados ao ONS, via SGPMR, para avaliação e eventual enquadramento como
reforço de pequeno porte. Portanto, considero não atender esse pedido.
Sobre o item c) – Confirmação que a substituição dos TC´s 500 kV das interligações de barras
que atendem aos circuitos 2 e 3 da UHE Jirau são de responsabilidade da ESBR.
34. Sobre essa alegação, da mesma forma que o item b), entendo que caso a
Eletronorte julgue ser necessária e de sua responsabilidade eventuais obras não indicadas para
este ato autorizativo, porém necessárias nos módulos existentes da subestação, deverão ser
cadastradas no ONS para eventual enquadramento como reforços de pequeno porte.
Sobre o item d) – Autorização de um prazo de 36 meses para implantação dos reforços.
35. Quanto ao prazo solicitado, em que pese as alegações de que o prazo médio de 30
meses considerado seja insuficiente para a execução do empreendimento, importa novamente
esclarecer que o prazo de referência utilizado pela SCT para esse tipo de reforço é de até 24
0835/2018-SCT/ANEEL22.
meses, conforme a Nota Técnica nº
36. O estabelecimento desse prazo, além da referida nota técnica, está vinculado ao
que manifestou o ONS em sua carta de 26 de fevereiro de 202123, que classifica este tipo de
reforço como "Prioridade P0", relacionado aos equipamentos indicados para controle de tensão
na rede básica, o que que caracteriza a necessidade de realização da autorização com o menor
prazo possível devido à premência da necessidade sistêmica da entrada em operação desses
22 SIC nº 48526.006165/2018-00
23 SIC nº 48513.005001/2021-00 - Carta CTA-ONS DPL/PL6 0184/2021

ativos na SE Coletora Porto Velho.
37. No entanto, considerado o que a Eletronorte alegou, em específico sobre a
necessidade de realização de estudos prévios complexos sobre possíveis efeitos nos
equipamentos do sistema HVDC da subestação, concordo com a SCT, que o prazo de referência
de 24 meses seja acrescido apenas 6 meses para realização desses estudos, totalizando 30 meses
para implantação dos reforços. Portanto, não considero acatar o pedido de 36 meses de prazo.
II.2 – Ressarcimento e Transferência do Reator Existente de Propriedade da ESBR para a
Eletronorte
38. De acordo com a Nota Técnica conjunta nº 024 da SRG e SCT, a ESBR instalou um
Banco de Reatores na SE Coletora Porto Velho, no período inicial de motorização da UHE Jirau
com objetivo de energizar a usina em relação ao sistema e proteger suas unidades geradoras, na
hipótese de auto excitação das máquinas quando há poucas unidades geradoras sincronizadas
39. O ONS recomendou a permanência do Banco de Reatores da ESBR, tendo em vista
sua importância em agregar flexibilidade operativa no Complexo Madeira, principalmente em
relação ao controle de tensão na SE Coletora Porto Velho.
40. A permanência do Banco de Reatores foi ratificada pelo Poder Concedente24 ao
aprovar o POTEE 2018 (1ª emissão), no qual consta a transferência do Reator manobrável de
linha 110 Mvar, 500 kV, da LT 500 kV Coletora Porto Velho - UHE Jirau para a barra da SE Coletora
Porto Velho 500 kV, sob responsabilidade da transmissora Eletronorte.
41. Trata-se da análise do caso excepcional em que o equipamento de propriedade da
empresa geradora de energia elétrica exerceu funções tipicamente associadas aos agentes de
transmissão, desempenhando funções no âmbito do SIN. Assim, a ESBR solicitou o ressarcimento
pelos custos incorridos com a instalação, adequação para permanência, operação e manutenção
do Banco de Reatores.
42. A possibilidade de ressarcimento pelos custos incorridos com o Banco de Reatores
24Despacho SPE/MME nº 21, de 28/12/2018

encontra-se respaldo na Lei nº 10.848, de 2004, que dispõe sobre a comercialização de energia
elétrica. O § 10 de seu art. 1º, estabelece que:
"Art. 1º A comercialização de energia elétrica entre concessionários,
permissionários e autorizados de serviços e instalações de energia elétrica,
bem como destes com seus consumidores, no Sistema Interligado Nacional -
SIN, dar-se-á mediante contratação
regulada ou livre, nos termos desta Lei e do seu regulamento, o qual,
observadas as diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, deverá
dispor sobre: ...
§ 10. As regras de comercialização deverão prever o pagamento de encargo
para cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços
ancilares, prestados aos usuários do SIN, que compreenderão, entre outros:
(Incluído pela Lei nº 13.360, de 2016)" [grifos nossos]
43. Assim, conforme exposto na Nota Técnica, entendo que os custos incorridos com
o Banco de Reatores poderão ser suportados pelo encargo para cobertura dos custos dos serviços
do sistema, nos termos do § 10 do art. 1º da Lei nº 10.848/2004.
Ressarcimento dos custos incorridos
44. Para fins de ressarcimento, de acordo com a nota técnica, foi considerado o
período em que o equipamento exerceu funções de caráter sistêmico, ou, em outras palavras,
foi desconsiderado o período quando o equipamento atendeu aos interesses exclusivos do
agente de geração.
45. De acordo com o ONS25, o equipamento iniciou função sistêmica na data de 30 de
201526.
setembro de
46. Ademais, deve-se considerar que a prestação de serviços sistêmicos pela ESBR,
25 correspondência CTA-ONS DGL 2606/2021, de 03/12/2021
26formalizado pela ESBR por meio da Carta IT – CC 1250/2015, de 30 de setembro de 2015

por meio do Banco de Reatores, encerra-se na data da efetiva transferência do equipamento
para empresa Eletronorte. Sobre a transferência do equipamento à Eletronorte, tal condição será
demonstrada mais à frente.
47. Da análise efetuada, as áreas técnicas compararam o custo incorrido informado
pela empresa com os valores de investimento, depreciação e custos de O&M, estimados com
base no banco de referência de preços da ANEEL, tendo concluído e recomendado pela
necessidade de autorização do ressarcimento financeiro à ESBR o menor valor da comparação,
ou seja, o montante de R$ 23.702.472,78, (vinte e três milhões, setecentos e dois mil,
quatrocentos e setenta e dois reais e setenta e oito centavos), a preços de outubro de 2021.
Tal valor refere-se ao período de outubro de 2015 a outubro de 2021 em que o equipamento foi
disponibilizado ao sistema para prestação de serviços de caráter sistêmico.
48. Para os cálculos foram utilizados os procedimentos e metodologias preconizados
nos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET para autorizações de reforços em
instalações de transmissão, bem como na Resolução Homologatória nº 2.514, de 19 de fevereiro
de 2019. Detalhamento dos critérios utilizados, bem como dos resultados obtidos, podem ser
vistos nos anexos das notas técnicas da SCT e SRG.
49. Sobre a forma de pagamento, o ressarcimento pelos custos incorridos com o
Banco de Reatores será efetuado nos processos mensais de contabilização e liquidação da CCEE,
por meio do Encargos de Serviços do Sistema – ESS, adotando critério de rateio entre os agentes
pagadores idêntico ao do ESS a ser alocado em todos Submercados do SIN.
50. Ademais, as áreas técnicas recomendaram também pelo ressarcimento financeiro
referente às parcelas mensais de O&M, no valor de R$ 37.904,02 (trinta e sete mil, novecentos
e quatro reais e dois centavos), referido a outubro de 2021, no período de novembro de 2021
até três eventos de contabilização da CCEE contados a partir da publicação do Ato que autoriza
o ressarcimento à ESBR, ou até a efetiva transferência da titularidade do equipamento para
empresa Eletronorte, o que ocorrer primeiro.
51. Conforme destacado, o período para fins do cálculo dos custos incorridos com o

Banco de Reatores foi delimitado em até 90 dias após a publicação do Ato que autoriza o
ressarcimento à ESBR, ou até a efetiva transferência do equipamento para Eletronorte, o que
ocorrer primeiro.
52. Assim, o valor final a ser ressarcido deverá incluir parcelas de O&M, no valor de
R$ 37.904,02/mês, referido a outubro de 2021, relativas ao período de novembro de 2021 até o
prazo final sobredito.
53. Por fim, o valor considerado para ressarcimento foi calculado considerando data
base em outubro de 2021, devendo ser atualizado pela aplicação do IPCA até o mês anterior ao
processo de liquidação e contabilização financeira, no âmbito da Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica – CCEE, que contemplará o devido ressarcimento.
54. No que tange a transferência do equipamento, o planejamento setorial
determinou tal transferência com o objetivo de otimizar os investimentos e melhor caracterizar
as respectivas responsabilidades pela operação e manutenção dos ativos que passaram a exercer
funções sistêmicas de controle de tensão na subestação. Assim, com a transferência do ativo,
essa parte da instalação deve passar a ser integrante da Rede Básica sob responsabilidade da
transmissora.
55. Importa observar que este equipamento será transferido sem ônus para a
Eletronorte.
56. Após a efetiva transferência, a Eletronorte fará jus a RAP destinada a cobrir os
custos de referência para operação e manutenção do Banco de Reatores, sem parcelas adicionais
para amortização dos investimentos associados à implantação do equipamento. Este adicional
de RAP será estabelecido no Reajuste Tarifário seguinte à transferência, com pagamento
retroativo, a semelhança das transferências de ativos previstas na Resolução Normativa nº 67,
de 8 de junho de 2004 ou na Resolução Normativa nº 722, de 31 de maio de 2016.
57. De acordo com a Cláusula Quarta de seu Contrato de Concessão, a Eletronorte
tem a obrigação e promover a transferência de ativos para o uso racional das instalações de
transmissão.

58. Assim, considerando as obrigações do Contrato de Concessão da transmissora e a
determinação do Poder Concedente contida no POTEE, considero que a Eletronorte possui tanto
a prerrogativa quanto a obrigação de celebrar o Termo de Transferência Não Onerosa – TTNO
junto à ESBR para efetivar a transferência da titularidade dos ativos associados ao Banco de
Reatores de linha de 110 Mvar, 500 kV, instalado pela ESBR na SE Coletora Porto Velho.
59. Por fim, após a transferência dos ativos, conforme apresentado pelas áreas
técnicas, as obras para adequação das instalações aos Procedimentos de Rede, bem como para
o remanejamento do Banco de Reatores da linha para a barra da subestação, deverão ser
cadastradas pela transmissora no Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e Reforços
– SGPMR, para avaliação do ONS e enquadramento como Reforços de Pequeno Porte, que serão
autorizados à Eletronorte, conforme definido pelo Planejamento Setorial.
III - DIREITO
60. A decisão tem amparo nos seguintes dispositivos legais e regulamentares: (i) na
Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; (ii) na Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; (iii) na Lei nº
9.648, de 27 de maio de 1998; (iv) na Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007; (v) na Lei nº 12.783,
de 11 de janeiro de 2013; (vi) no Decreto nº 1.717, de 24 de novembro de 1995; (vii) no Decreto
nº 2.655, de 2 de julho de 1998; (viii) nas Resoluções Normativas nº 67 e nº 68, ambas de 8 de
junho de 2004; (ix) na Resolução Normativa nº 443, de 26 de julho de 2011; (x) Resolução
Normativa nº 643, de 16 de dezembro de 2014; (xi) Resolução Normativa n° 880, de 07 de abril
de 2020; e (xii) Resolução Normativa n° 905, de 08 de dezembro de 2020.
IV – DISPOSITIVO
61. Em face do exposto e considerando o que consta nos autos do Processo nº
48500.004224/2017-32, voto pela emissão das Resolução anexas, que:
(i) autoriza a Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Contrato de Concessão
n° 010/2009, a realizar os reforços em instalações de transmissão sob sua

responsabilidade, estabelecendo o correspondente valor das parcelas da
Receita Anual Permitida – RAP, a preços de junho de 2021; e
(ii) autoriza o ressarcimento financeiro à empresa Energia Sustentável do Brasil
S.A. – ESBR pelos custos incorridos com o Banco de Reatores manobráveis
de linha, de 110 Mvar, em 500 kV, na SE Coletora Porto Velho, bem como
determina a transferência desses ativos, da ESBR para a Eletronorte,
anuindo com a incorporação dessas instalações à Rede Básica.
Brasília, 03 de maio de 2022.
(Assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor