REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2895/2021
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Estabelece as receitas anuais permitidas para as concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica, pela disponibilização das instalações de transmissão sob sua responsabilidade.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-07-19
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 149/2021-SGT/ANEEL
Em 02 de julho de 2021.
Processo: 48500.000375/2021-06.
Assunto: Estabelecimento das Receitas Anuais
Permitidas – RAP vinculadas às instalações de
transmissão sob responsabilidade de concessionárias
de transmissão para o ciclo 2021-2022.
I - DO OBJETIVO
1. Estabelecer os valores da Receita Anual Permitida - RAP vinculados às instalações de
transmissão sob responsabilidade de concessionárias do serviço público de transmissão de energia
elétrica, para o período anual de 1º de julho de 2021 a 30 de junho de 2022, em conformidade com os
ditames contratuais e com a regulamentação vigente.
II - DOS FATOS
2. Os Contratos de Concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica,
celebrados entre a União e as Concessionárias, definem, em cláusula contratual específica, as regras de
reajuste e revisão das receitas, para estabelecer e manter o equilíbrio econômico-financeiro da
Concessão.
3. Em 27 de junho de 2017, a ANEEL emitiu a Resolução Normativa nº 774, aprovando os
Submódulos 9.31 e 10.42 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, os quais definem os
procedimentos para o Reajuste anual das receitas das transmissoras.
4. Os valores da Receita Anual Permitida - RAP das transmissoras para o ciclo 2020-2021
foram fixados pela Resolução Homologatória nº 2.725, de 5 de julho de 2020.
5. Em 1º de fevereiro de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT encaminhou o
1 O Submódulo 9.3 trata do reajuste das receitas das Transmissoras, estabelecendo os procedimentos gerais do Processo.
2 O Submódulo 10.4 também trata do reajuste, definindo a organização geral e os prazos para a execução dos Processos anuais
das Concessionárias.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
Memorando nº 05/2021-SGT/ANEEL3 à Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de
Transmissão e Distribuição – SCT, solicitando a atualização de informações no SIGET – Sistema de Gestão
da Transmissão.
06/2021-SGT/ANEEL4,
6. Na mesma data, a SGT, por meio do Memorando nº requereu à
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD os valores das compensações devido à
violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão em Demais Instalações de Transmissão – DIT,
relativos à 2020, conforme estabelecido no PRODIST5. A SRD registrou a análise das compensações na
Nota Técnica nº 61-SRD/ANEEL6, de 14 de maio de 2021, encaminhada pelo Memorando nº 113SRD/ANEEL7, de mesma data.
7. A SGT demandou ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, por meio do Ofício nº
75-SGT/ANEEL8, de 24 de fevereiro de 2021, informações para o reajuste da RAP e o cálculo da Tarifa de
Uso do Sistema de Transmissão – TUST. Em resposta, o ONS expediu a Carta CTA-ONS DTA 1136/20219,
de 9 de junho de 2021.
8. Em 25 de maio de 2021, por meio da Resolução Homologatória nº 2.878, foram
estabelecidas RAP às transmissoras MEZ 5 e EAT, detentoras dos Contratos de Concessão nº 3/2021 e nº
9/2021, pela operação da subestação Porto Alegre 4, anteriormente sob responsabilidade da CEEE-T, e
das instalações designadas da Amazonas GT. Ainda, os gestores substituídos tiveram parcelas da RAP
estabelecida pela Resolução Homologatória nº 2.725, de 5 de julho de 2020, canceladas.
9. Em 15 de junho de 2021, por meio do Despacho nº 1.698, a ANEEL aprovou a variação da
RAP das concessionárias de transmissão para o ciclo 2020-2021, após a análise dos pedidos de
reconsideração interpostos em face da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, determinando que
os novos valores fossem considerados no Reajuste Anual das Receitas do ciclo 2021-2022.
10. Em 22 de junho de 2021, foi aprovada a Resolução Homologatória nº 2.882, que
homologou o resultado da Revisão dos Contratos de Concessão de Transmissão dos Empreendimentos
Licitados10, com data de aplicação a partir de julho de 2021.
11. Em 22 de junho de 2021, foi aprovada a Resolução Homologatória nº 2.883, que
homologou o resultado definitivo da revisão periódica da RAP associada às instalações de transmissão
necessárias aos intercâmbios de energia elétrica, sob responsabilidade da Evrecy Participações Ltda. –
Evrecy.
3 SIC nº 48581.000135/2021-00.
4 SIC nº 48581.000136/2021-00.
5 Prodist – Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional.
6 SIC nº 48554.000836/2021.
7 SIC nº 48554.000838/2021-00.
8
SIC nº 48581.000318/2021-00.
9 SIC nº 48513.015470/2021-00.
10
Contratos 002/2010, 003/2010, 004/2010, 005/2010, 006/2010, 007/2010, 008/2010, 009/2010, 010/2010, 011/2010,
012/2010, 013/2010, 014/2010, 015/2010, 016/2010, 017/2010, 018/2010, 019/2010, 020/2010, 021/2010, 002/2011,
003/2011, 004/2011, 005/2011, 006/2011, 007/2011, 007/2015, 003/2016, 004/2016, 005/2016, 006/2016, 007/2016,
008/2016, 009/2016, 014/2016, 017/2016, 018/2016, 019/2016, 022/2016.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
III - DA ANÁLISE
III.1 – ENCARGOS SETORIAIS E TRIBUTOS
III.1.1 – Cota anual da Reserva Global de Reversão – RGR
12. A cota anual da RGR foi criada pelo art. 4º da Lei nº 5.655, de 20 de maio de 1971, com
redação dada pela Lei nº 8.631, de 4 de março de 1993. A RGR teve, inicialmente, sua data de extinção
definida para o final do exercício de 2002, conforme o art. 8º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998,
sendo postergada pela primeira vez para o final do exercício de 2010, nos termos da Lei nº 10.438, de 26
de abril de 2002, e posteriormente para o final do exercício de 2035, conforme Lei nº 12.431, de 24 de
junho de 2011.
13. No entanto, de acordo com o art. 21 da Lei nº 12.783, de 2013, a partir de 1º de janeiro de
2013, as concessionárias de serviço público de transmissão licitadas a partir de 12 de setembro de 2012
ou prorrogadas nos termos daquela Lei ficaram desobrigadas do recolhimento da quota anual da RGR.
14. As parcelas de RAP, estabelecidas para o ciclo 2020-2021, das concessionárias de
transmissão que são obrigadas ao recolhimento da RGR, já consideram o adicional relativo a este encargo.
III.1.2 – PIS/PASEP e COFINS
15. A cobrança dos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor
Público – PIS/Pasep e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – Cofins está embasada
na Lei nº 10.637, de 30 de dezembro de 2002, e na Lei nº 10.833, de 29 de dezembro de 2003, sendo que
o correspondente tratamento tarifário está embasado na Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 e nos
contratos de concessão celebrados com as concessionárias e permissionárias de energia elétrica.
16. A Lei nº 10.637, de 30 de dezembro de 2002, que "dispõe sobre a não-cumulatividade na
cobrança da contribuição para os Programas de Integração Social (PIS) e de Formação do Patrimônio do
Servidor Público (Pasep), nos casos que especifica; sobre o pagamento e o parcelamento de débitos
tributários federais, a compensação de créditos fiscais, a declaração de inaptidão de inscrição de pessoas
jurídicas, a legislação aduaneira, e dá outras providências", com alterações definidas pela Lei nº 10.684,
de 30 de maio de 2003, alterou a sistemática de cobrança da contribuição para o PIS/Pasep (arts. 1º a 12),
com a finalidade de torná-la não-cumulativa, com vigência a partir de 1º de dezembro de 2002:
"Art. 2º Para determinação do valor da contribuição para o PIS/PASEP aplicar-seá, sobre a base de cálculo apurada conforme o disposto no art. 1º, a alíquota de
1,65% (um inteiro e sessenta e cinco centésimos por cento)."
17. Complementarmente, a Lei nº 10.833, de 29 de dezembro de 2003, que dispõe sobre a
cobrança não-cumulativa da Cofins, alterou o valor da alíquota do referido encargo de 3,0% para 7,6%,
com vigência a partir de 1º de fevereiro de 2004, conforme redação abaixo:

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
"Art. 2º Para determinação do valor da COFINS aplicar-se-á, sobre a base de
cálculo apurada conforme o disposto no art. 11º, a alíquota de 7,6% (sete inteiros
e seis décimos por cento)."
18. Além disso, a base para cálculo dos créditos dos valores das contribuições para o PIS/Pasep
e para a Cofins também foi alterada, permitindo o desconto de créditos calculados em relação aos bens,
serviços, custos e despesas adquiridos, incorridos, pagos ou creditados a pessoa jurídica domiciliada no
País.
19. Com a publicação da Lei nº 11.196, de 2005, a Superintendência de Fiscalização Econômica
e Financeira – SFF apresentou entendimento sobre a incidência da majoração das alíquotas de PIS/Pasep
e da Cofins associado à prestação do serviço público de transmissão, conforme descrito na Nota Técnica
nº 224/2006-SFF/ANEEL, de 19 de junho de 2006, na qual apresenta um estudo sobre a não incidência da
alíquota majorada, caracterizando a não alteração do preço pré-determinado dos contratos de concessão
da transmissão. A superintendência apresenta também o entendimento de que sofrem majoração as
instalações autorizadas a partir de 31 de outubro de 2003 cujo ato autorizativo contemplava a sistemática
cumulativa do imposto (3,65% de PIS/Cofins).
III.2 – COMPOSIÇÃO DAS INSTALAÇÕES DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO
20. A Resolução Normativa ANEEL nº 67, de 2004, estabelece:
"Art. 3° Integram a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional - SIN as
Instalações de Transmissão, definidas conforme inciso II do artigo anterior, que
atendam aos seguintes critérios:
I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e
equipamentos de subestação em tensão igual ou superior a 230 kV; e
II – transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230 kV e
tensões secundária e terciária inferiores a 230 kV, bem como as respectivas
conexões e demais equipamentos ligados ao terciário, a partir de 1° de julho de
2004.
Art. 3°-A Não integram a Rede Básica e são classificadas como instalações de
transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais aquelas
definidas conforme art. 21 do Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010.
Art. 4° Não integram a Rede Básica e são classificadas como Demais Instalações
de Transmissão, as Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes
critérios:
I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e
equipamentos de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais
geradoras, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres, em

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
caráter exclusivo;
II – instalações e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso
exclusivo para importação e/ou exportação de energia elétrica e não definidos
como instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações
internacionais; e
III – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e
equipamentos de subestação, em tensão inferior a 230 kV, localizados ou não em
subestações integrantes da Rede Básica."
21. As instalações descritas no inciso I do artigo 3º e no artigo 3º-A da Resolução Normativa
ANEEL nº 67, de 2004, são remuneradas por meio de TUSTRB, aplicável a todos os usuários do SIN.
22. As instalações descritas no inciso II do artigo 3º, quando em caráter exclusivo ou
compartilhado, e no inciso III do artigo 4º, quando em caráter compartilhado, são remuneradas por meio
de TUSTFR, aplicáveis apenas aos usuários destas instalações.
23. As DIT de uso exclusivo ou compartilhado entre geradores e uso exclusivo de consumidor
livre ou de distribuidoras são remuneradas por meio de Encargos de Conexão.
24. Conforme disciplinado no Submódulo 9.3 do Proret, as concessionárias de transmissão
iniciarão o recebimento da parcela da Receita Anual Permitida referente às DIT de uso exclusivo de
concessionárias, permissionárias ou cooperativas de distribuição de energia elétrica, e eventuais parcelas
de ajuste referente a este tipo de instalação, após aprovação dos referidos valores na resolução
homologatória que aprovar as tarifas da respectiva distribuidora.
III.2.1 – Regularização na classificação de ativos de transmissão e adequação na alocação de custos
25. Para o ciclo 2021-2022, com base na regulamentação vigente11, atos12 que o determinaram
análises13
e que o indicaram, algumas instalações de transmissão foram reclassificadas, conforme
apresentado no Quadro 1:
Classificação ciclo Reclassificação ciclo

Nome do Módulo Concessionária Contrato
2020-2021 2021-2022

TR 230/69 kV BOA VISTA TR3 RR Eletronorte 058/2001 RBF DIT Compartilhada
MC 69 kV TR 230/69 kV BOA VISTA TR3

Eletronorte 058/2001 RBF DIT Compartilhada
RR
MC 230 kV TR 230/69 kV BOA VISTA

Eletronorte 058/2001 RBF DIT Compartilhada
TR3 RR
11 Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004.
12 Despacho nº 1.316, de 11 de maio de 2021.
13 Memorando nº 34/2021-SRT/ANEEL, de 7 de maio de 2021. (48552.000512/2021-00)

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
Classificação ciclo Reclassificação ciclo

Nome do Módulo Concessionária Contrato
2020-2021 2021-2022
MC 88 kV TR 88/27,5 kV S.JOSE

CTEEP 059/2001 DIT Exclusiva RBF
CAMPOS TR1 SP
MC 88 kV TR 88/27,5 kV S.JOSE

CTEEP 059/2001 DIT Exclusiva RBF
CAMPOS TR2 SP
MC 88 kV TR 88/27,5 kV S.JOSE

CTEEP 059/2001 DIT Exclusiva RBF
CAMPOS TR3 SP
MC 88 kV TR 88/27,5 kV S.JOSE

CTEEP 059/2001 DIT Exclusiva RBF
CAMPOS TR4 SP
Quadro 1 – Instalações de transmissão reclassificadas no ciclo 2021-2022.
III.2.2 – Reforços e Melhorias autorizados sem estabelecimento prévio de receita
26. A SCT calculou a parcela adicional de RAP dos reforços autorizados sem estabelecimento
prévio de receita, nos termos do Módulo 3 das Regras de Transmissão, a serem consideradas no reajuste
anual de receita das concessionárias de transmissão – Ciclo 2021-2022, conforme detalhado na Nota
Técnica nº 366-SCT/ANEEL14, de 16 de junho de 2021.
III.3 – RECEITA ANUAL PERMITIDA PARA O PERÍODO 2021-2022
III.3.1 – Reajuste da Receita Anual Permitida - RAP
27. A RAP destinada às concessionárias, para prestação de serviço público de transmissão de
energia elétrica no período i, de 1º de julho deste ano a 30 de junho do próximo, é calculada a partir da
soma das parcelas de receita, referentes às instalações de Rede Básica e às Demais Instalações de
Transmissão em operação comercial no período anual i-1, atualizadas pelo Índice de Variação da Inflação
- IVIi-115.
28. Os contratos de concessão apontam o índice a ser utilizado no Reajuste Anual das
Receitas16. Os valores do IVI para o ciclo 2021-2022 para os contratos reajustados pelo IGP-M e IPCA são
respectivamente 1,37039139795971 e 1,08056065441059
29. Considerando as instalações em operação comercial no início do ciclo 2021-2022 as
concessões reajustadas pelo IGP-M correspondem a 14,33% da RAP total e as reajustadas pelo IPCA
correspondem a 85,67%.
30. No Anexo I desta nota técnica são apresentados os valores consolidados da RAP, por
Contrato de Concessão, para o ciclo 2021-2022. Os encargos de conexão relativos às DIT de uso exclusivo
de distribuidoras são apresentados no Anexo II, e os de uso exclusivo de geradores e consumidores no
Anexo III.
14
SIC nº 48526.003010/2021-00, juntada Processo nº 48500.000675/2021-87
15 O IVIi-1 é o quociente do índice indicado no Contrato de Concessão, do mês de maio do período i-1, pelo índice do mês de
maio do período i-2.
16 São utilizados o Índice Geral de Preços de Mercado - IGP-M, da Fundação Getúlio Vargas - FGV, ou o Índice de Preços ao
Consumidor Amplo - IPCA, calculado pela Fundação Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE ou, no caso de extinção,
outro definido pela ANEEL.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
31. As concessionárias, cujos contratos de concessão não incluem na RAP os valores referentes
ao PIS/Pasep e a Cofins, são listadas no Anexo IX. O Operador Nacional do Sistema Elétrico inclui esses
tributos na RAP dessas Transmissoras (nos Avisos de Crédito – AVC e Avisos de Débito – AVD
correspondentes) ou a Empresa os registra diretamente na fatura dos Encargos de Conexão, conforme o
regime de tributação informado ao ONS e à ANEEL. Assim a RAP se apresenta líquida de PIS/Pasep e
Cofins.
32. Para as concessionárias obrigadas a recolher RGR, o PIS/PASEP e a Cofins serão incluídos
segundo a expressão:
(1 −(𝐴𝑙í𝑞𝑢𝑜𝑡𝑎 𝑅𝐺𝑅 𝑒 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸 ))
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝐵𝑟𝑢𝑡𝑜= 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜 ∙
(1 −(∑𝐴𝑙í𝑞𝑢𝑜𝑡𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑃𝐼𝑆𝑃𝑎𝑠𝑒𝑝, ⁄ 𝐶𝑜𝑓𝑖𝑛𝑠, 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸 𝑒 𝑅𝐺𝑅 ) )
33. Para as concessionárias desobrigadas a recolher RGR, o PIS/PASEP e a Cofins serão incluídos
conforme a expressão:
1
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝐵𝑟𝑢𝑡𝑜= 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜 ∙
(1 −(∑𝐴𝑙í𝑞𝑢𝑜𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝑃𝐼𝑆𝑃𝑎𝑠𝑒𝑝, ⁄ 𝐶𝑜𝑓𝑖𝑛𝑠) )
34. Ressalta-se que, para o cálculo das Receitas, foram consideradas as informações constantes
do SIGET em 30 de junho de 2021.
III.3.2 – Redução de 50% da RAP dos contratos licitados entre 1999 e 2006
35. Os contratos de concessão de transmissão provenientes de licitação entre 1999 e 2006
preveem a redução de 50% da RAP a partir do 16º (décimo sexto) ano de operação comercial das
instalações, como consta em Subcláusula específica da Cláusula Sexta dos referidos contratos:
"Subcláusula - A partir do 16º (décimo sexto) ano de OPERAÇÃO COMERCIAL, a
RECEITA ANUAL PERMITIDA da TRANSMISSORA será de 50% (cinquenta por cento)
da RECEITA ANUAL PERMITIDA do 15º ano de OPERAÇÃO COMERCIAL estendendose até o término do prazo da concessão fixado neste CONTRATO. A esta receita
aplica-se os critérios de reajuste e revisão previstos nesta Cláusula".
36. Os contratos de concessão de transmissão que possuem a Subcláusula acima e, portanto,
sujeitos a redução da RAP estão listados no Quadro 2:

| Concessionária | Contrato | Concessionária | Contrato |
| --- | --- | --- | --- |
| TAESA | 040/2000 | VCTE | 003/2005 |
| CEMIG-GT | 079/2000 | Centroeste | 004/2005 |
| ECTE | 088/2000 | Transudeste | 005/2005 |
| TAESA | 095/2000 | FURNAS | 006/2005 |
| ETEE | 096/2000 | CHESF | 007/2005 |
| TAESA | 097/2000 | CHESF | 008/2005 |
| FURNAS | 034/2001 | PPTE | 009/2005 |

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.

| Concessionária | Contrato | Concessionária | Contrato |
| --- | --- | --- | --- |
| EATE | 042/2001 | ELETROSUL | 010/2005 |
| ETEP | 043/2001 | TAESA | 011/2005 |
| COPEL-GT | 075/2001 | Transirapé | 012/2005 |
| IEJAPI | 143/2001 | ATE III | 001/2006 |
| TAESA | 001/2002 | INTESA | 002/2006 |
| TAESA | 002/2002 | SMTE | 003/2006 |
| CEEE-T | 080/2002 | LTT | 004/2006 |
| TAESA | 081/2002 | ELETROSUL | 005/2006 |
| ETAU | 082/2002 | STC | 006/2006 |
| ERTE | 083/2002 | FURNAS | 007/2006 |
| CPTE | 084/2002 | JTE | 001/2007 |
| ENTE | 085/2002 | PCTE | 002/2007 |
| ETIM | 086/2002 | RPTE | 003/2007 |
| TAESA | 087/2002 | IEMG | 004/2007 |
| TAESA | 003/2004 | CHESF | 005/2007 |
| ELETROSUL | 004/2004 | ETES | 006/2007 |
| STN | 005/2004 | SPTE | 007/2007 |
| TAESA | 006/2004 | ATE IV | 008/2007 |
| LUMITRANS | 007/2004 | ATE V | 009/2007 |
| AETE | 008/2004 | CHESF | 010/2007 |
| TRANSLESTE | 009/2004 | ATE VI | 011/2007 |
| ITE | 001/2005 | CHESF | 012/2007 |
| Uirapuru | 002/2005 | ATE VII | 013/2007 |

Quadro 2 – Contratos de Concessão com Subcláusula que estabelece redução da RAP a partir do
16º ano.
37. Os contratos de concessão que possuem instalações de transmissão, cuja entrada em
operação comercial completará 15 anos ao longo do ciclo 2021-2022, estão listados no Quadro 3:
Concessionária Contrato
ITE 001/2005
Uirapuru 002/2005
Transudeste 005/2005
PPTE 009/2005
TAESA 011/2005
Transirapé 012/2005
Quadro 3 - Contratos de Concessão com instalações, cuja entrada em
operação comercial completará 15 anos durante ciclo 2021-2022.
38. No levantamento das datas de entrada em operação comercial das instalações, foram
utilizadas informações encaminhadas pelo ONS por meio da Carta nº 0374/100/201617, de 17 de março
de 2016, as constantes no SIGET e as do Sistema de Informações Geográficas Cadastrais do SIN – SINDAT.
A planilha contendo a data de entrada em operação comercial das instalações associadas aos contratos
17 SIC nº 48513.006775/2016-00.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
que sofrerão redução da RAP encontra-se anexa à esta nota técnica.
39. Dado que os contratos de concessão possuem instalações cuja parcela de RAP associada
será reduzida em 50% em datas distintas durante ciclo 2021-2022, foi calculada, conforme disciplinado
no Submódulo 9.3 do PRORET, a RAP equivalente a ser recebida pelas concessionárias ao longo do ciclo
2021-2022.
40. A RAP equivalente, exposta na Tabela 1, considera:
a) os valores pro rata das parcelas de RAP sem redução, de 1º de julho de 2021 até a data de
fim do 15º ano de operação comercial das instalações; e
b) os valores pro rata das parcelas de RAP com redução de 50%, a partir da data de início do
16º ano de operação comercial das instalações até 30 de junho de 2022.
Tabela 1 - RAP equivalente a ser recebida pelas Concessionárias ao longo do ciclo 2021-2022
RAP Equivalente (R$)
Concessionária Contrato
Ref.: Jun-21

| ITE | 001/2005 | 248.129.535,36 |
| --- | --- | --- |
| Uirapuru | 002/2005 | 25.999.514,04 |
| Transudeste | 005/2005 | 34.154.101,05 |
| PPTE | 009/2005 | 100.235.263,45 |
| TAESA | 011/2005 | 268.146.964,66 |
| Transirapé | 012/2005 | 33.730.435,83 |

41. Ressalta-se que, para ciclo 2022-2023, será estabelecida uma nova receita, contemplando
a redução plena das parcelas de RAP associadas aos contratos mencionados, com exceção daqueles que
ainda possuem parte das instalações, cuja redução de 50% da parcela de RAP se dará apenas durante o
ciclo 2022-2023. A planilha contendo o detalhamento do cálculo encontra-se anexa a esta Nota Técnica.
Além disso, alguns contratos de concessão já tiveram parte da receita reduzida no ciclo 2019-2020, como
consta na Nota Técnica nº 119/2019-SGT/ANEEL18, de 10 de julho de 2020, e tem, no ciclo 2021-2022, a
redução plena das parcelas de RAP associadas a esses contratos. As transmissoras que se enquadram
nessa situação, bem como os valores de RAP com redução plena de 50% são apresentados na Tabela 2:
Tabela 2 – Contratos com redução plena dos 50% no ciclo 2021-2022
RAP com redução

Concessionária Contrato plena (R$)
Ref.: Jun-21

| TAESA | 003/2004 | 122.031.691,25 |
| --- | --- | --- |
| VCTE | 003/2005 | 61.188.576,83 |
| ELETROSUL | 004/2004 | 79.063.084,33 |
| STN | 005/2004 | 147.529.577,79 |
| TAESA | 006/2004 | 29.882.659,65 |
| AETE | 008/2004 | 38.840.927,78 |

18 SIC nº 48581.001111/2020-00.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
RAP com redução

Concessionária Contrato plena (R$)
Ref.: Jun-21

TRANSLESTE 009/2004 33.420.594,42
ETAU 082/2002 31.160.936,23
III.3.3 – Revisão periódica da Evrecy (Contrato de Concessão nº 020/2008)
42. Na 22ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, de 22 de junho de 2021, foi aprovada a
Resolução Homologatória nº 2.883, que homologou o resultado da revisão periódica da receita da Evrecy
Participações Ltda. – Evrecy, Contrato de Concessão nº 020/2008. Assim, confirmamos que os resultados
dessa revisão estão sendo considerados nesta nota técnica.
III.3.4 – Revisões periódicas da RAP das concessionárias de transmissão Licitadas
43. Na 22ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, de 22 de junho de 2021, foi aprovada a
Resolução Homologatória nº 2.882, que aprovou o resultado da Revisão Periódica da RAP dos contratos19
de concessão de transmissão de energia elétrica relativos aos empreendimentos licitados com data de
revisão em julho de 2021. Assim, informamos que os resultados desse ato foram considerados nesta nota
técnica.
44. Foram aplicados também os resultados do reposicionamento econômico das RAPs das
Transmissoras, referentes às receitas ofertadas em Leilão e advindas dos investimentos incrementais,
homologados pela Resolução nº 2.826, de 2020, alterada pela Resolução nº 2.840, de 30 de março de
2021, que trata das concessionárias com revisão das receitas prevista para 2020.
45. Em decorrência do adiamento da revisão de 2020 para 2021, para essas transmissoras
foram calculadas as Parcela de Ajuste de Postergação, tanto para as receitas ofertadas em leilão, quanto
para as advindas dos investimentos incrementais.
46. E, ainda, foram considerados os resultados homologados pela Resolução nº 2.825/2020,
alterada pela Resolução nº 2.839, de 30 de março de 2021, abrangendo as transmissoras com contratos
assinados em 2000, com Revisão programada para 2019, mas também executada em 2020. Neste caso,
houve apenas revisão dos ativos incrementais, pois os contratos dessas concessionárias não preveem o
reposicionamento das receitas ofertadas em leilão.
47. Os ativos incrementais das concessionárias com contrato assinado em 2000 ficaram
sujeitos à Parcela de Ajuste de Postergação, uma vez que a revisão, prevista para 2019, está sendo
aplicada em 2021.
III.3.5 – Previsão de RAP para novas obras
19
Contratos 002/2010, 003/2010, 004/2010, 005/2010, 006/2010, 007/2010, 008/2010, 009/2010, 010/2010, 011/2010,
012/2010, 013/2010, 014/2010, 015/2010, 016/2010, 017/2010, 018/2010, 019/2010, 020/2010, 021/2010, 002/2011,
003/2011, 004/2011, 005/2011, 006/2011, 007/2011, 007/2015, 003/2016, 004/2016, 005/2016, 006/2016, 007/2016,
008/2016, 009/2016, 014/2016, 017/2016, 018/2016, 019/2016, 022/2016

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
48. A previsão das parcelas da RAP, pro rata tempore, referentes às instalações de transmissão
previstas para entrar em operação comercial entre 1º de julho de 2021 e 30 de junho de 2022, totalizou
R$ 3.170.618.913,14, conforme apresentado na Tabela 3.
Tabela 3 - Previsão de RAP (R$) para instalações que entrarão em operação no ciclo 2020-2021
Previsão – Pro rata tempore (R $)

| Classificação do ativo | Licitadas | Autorizadas | Melhorias | TOTAL |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Rede Básica | 2.695.107.925,74 | 96.608.030,34 | 2.647.862,34 | 2.794.363.818,42 |
| Rede Básica de Fronteira | 182.095.244,83 | 58.586.994,85 | 2.038.612,98 | 242.720.852,65 |
| DIT compartilhada | 245.835,49 | 7.521.009,67 | 0,00 | 7.766.845,16 |
| DIT de uso exclusivo | 48.322.735,80 | 16.410.491,55 | 4.789.566,42 | 69.522.793,77 |
| TOTAL | 2.925.771.741,86 | 179.126.526,41 | 9.476.041,73 | 3.114.374.310,00 |

49. No anexo V desta nota técnica, consta a lista das instalações previstas para entrarem em
operação comercial durante o ciclo 2021-2022 e suas respectivas parcelas de RAP. Ressalta-se que para o
cálculo das receitas foram consideradas informações constantes do SIGET em 30 de junho de 2021.
III.3.6 – Resolução Autorizativa nº 800, de 30 de janeiro de 2007
50. A Resolução Autorizativa nº 800, de 2007, estabelece valores da RAP devidas a CTEEP e a
PPTE pelo ressarcimento dos custos dos serviços de operação e manutenção20 prestados pela CESP em
equipamentos de propriedade desta, utilizadas por instalações de Rede Básica das concessionárias ali
conectadas, conforme detalhado na Nota Técnica nº 002/2007-SRT/ANEEL, de 8 de janeiro de 2007.
51. Dessa forma, durante o ciclo 2021-2022, a CESP tem direito a receber, de cada uma das
concessionárias de transmissão, CTEEP (Contrato de Concessão nº 059/2001) e PPTE (Contrato de
Concessão nº 009/2005), R$ 1.932.099,09, já atualizado pelo IGP-M.
III.3.7 – Encargos de conexão referente ao custeio das ICG e IEG
conexão21

52. O Anexo VII indica os valores dos encargos de referentes ao custeio das
Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo para Conexão Compartilhada – ICG e das Instalações de
Transmissão de Interesse Exclusivo para Conexão Individual – IEG, vinculadas aos Contratos de Concessão
nº 007/2009, nº 008/2009, nº 009/2009, nº 019/2010, nº 020/2010, nº 021/2010, nº 008/2011, nº
009/2011, nº 010/2011, nº 018/2012, nº 019/2012 e nº 013/2014.
III.4 – PARCELA DE AJUSTE – PA PARA O PERÍODO 2021-2022
20 Os custos devidos pela CTEEP e PPTE são definidos nos Arts. 1º e 2º da Resolução Autorizativa nº 800, de 2007.
21 Os valores foram estabelecidos conforme apresentado na Nota Técnica nº 144/2021-SGT/ANEEL, de 24/6/2021, SIC nº
48581.001011/2021-00.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
53. A arrecadação e as necessidades de receita são variáveis ao longo do ciclo tarifário em
função, por exemplo, das novas instalações – e respectivas receitas – que entram em operação comercial,
além da dinâmica própria de contratação do uso da rede pelos usuários.
54. Como as tarifas de transmissão permanecem fixas por 1 ano, foi necessária a criação de
mecanismo para tratar do superávit ou do déficit de arrecadação que ocorre ao longo do período, pois
não existe conta que centraliza os valores pagos pelos usuários. Todos os pagamentos são feitos
diretamente dos usuários da rede às concessionárias de transmissão, de modo que o rateio de sobras e
déficits é feito para cada uma das transmissoras.
55. A Parcela de Ajuste - PA do ciclo tarifário atual (ciclo i) é o mecanismo utilizado pela ANEEL,
previsto em contrato, para compensar o déficit ou superávit de arrecadação ocorrido no ciclo tarifário
anterior (ciclo i-1). A atualização monetária da PA de cada Transmissora está conforme o Contrato de
concessão ou ato de equiparação e o que consta no Submódulo 9.3 do Proret.
56. O Anexo VI desta Nota Técnica apresenta os valores da PA para o período 2021-2022 por
Contrato de Concessão, cujo resumo é mostrado na Tabela 4.
Tabela 4 – Parcelas de Ajuste e Financeiros
Rede Básica de DIT Compartilhada DIT de Uso

| Tipo | Rede Básica (R$) | TOTAL (R$) |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Fronteira (R$) | (R$) | Exclusivo (R$) |  |  |  |
| Financeiro Melhorias | 173.807.518,33 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 173.807.518,33 |
| PA Apuração | -584.932.587,15 -116.286.270,75 | -24.527.002,81 | 0,00 | -725.745.860,71 |  |

PA Instalações Autorizadas

17.652.850,06 2.398.089,17 159.783,95 19.926.689,24 40.137.412,42
sem RAP prévia (1)

| PA Outros Ajustes | 35.067.295,27 | -28.247.477,33 | -217.929,81 | 63.049.190,89 | 69.651.079,02 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PA Qualidade DIT | 0,00 | 0,00 | 0,00 | -4651939,49 | -4.651.939,49 |
| PA Revisão | 204.719.662,29 163.913.428,71 | 33.086.103,07 | 84145324,06 | 485.864.518,13 |  |
| TOTAL | -153.685.261,20 | 21.777.769,80 | 8.500.954,40 | 162.469.264,70 39.062.727,70 |  |

(1) Conforme Nota Técnica nº 366-SCT/ANEEL, de 16 de junho de 2021.
57. Ressalta-se que estes valores já contemplam as alterações apresentadas na Nota Técnica
nº 112/2021-SGT/ANEEL, que apresenta o resultado e os efeitos financeiros da análise dos Pedidos de
Reconsideração interpostos em face da Resolução Homologatória nº 2.725, de 14 de julho de 2020,
conforme determina o Despacho nº 1.698, de 15 de junho de 2021.
III.4.1 – PA Apuração
58. A PA Apuração é o valor que compensa as diferenças oriundas do déficit ou superávit de
arrecadação que ocorre na apuração realizada pelo ONS. São consideradas as diferenças ocorridas nos
meses de junho do ano i-1 (último mês do ciclo i-2) a maio do ano i (penúltimo mês do ciclo i-1), podendose, eventualmente, considerar diferenças anteriores a esse período.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
III.4.2 – PA Instalações Autorizadas sem RAP prévia
59. Estas parcelas de ajuste refletem o pagamento retroativo da RAP de instalações de
transmissão que foram autorizadas sem o estabelecimento de RAP. É considerado o período que abrange
a data de entrada em operação comercial, até junho do ano i (junho do ciclo i-1).
60. As PA Instalações Autorizadas sem RAP prévia para o ciclo 2020-2021 foram calculadas
considerando as obras que tiveram a parcela de RAP estabelecida pela SCT, conforme consta na Nota
Técnica nº 366/2021-SCT/ANEEL22, prevista para ser deliberada na 23ª Reunião Pública Ordinária da
Diretoria da ANEEL, em 29 de julho de 2021.
61. Desse modo, a Tabela 5 representa o somatório, por transmissora e contrato, dos valores
relativos à PA Instalações Autorizadas sem RAP Prévia para recebimento durante o ciclo 2021-2022:
Tabela 5 – Parcela de Ajuste relativa à Instalações Autorizadas sem RAP Prévia (ciclo 2021-2022).
PA Instalações Autorizadas
SEM RAP Prévia (Ref.: 06/2021)
Transmissora Contrato

| ATE VI | 011/2007 | 2.751.810,94 |
| --- | --- | --- |
| CEEE-T | 055/2001 | 1.382.960,42 |
| CELG G&T | 063/2001 | 277.753,52 |
| CEMIG-GT | 006/1997 | 2.336.112,73 |
| CGT | 004/2008 | 69.562,53 |
| CGT | 005/2009 | 16.891,22 |
| CGT | 057/2001 | 1.301.996,86 |
| CHESF | 005/2012 | 340.518,49 |
| CHESF | 019/2012 | 340.518,49 |
| CHESF | 021/2010 | 1.761.144,97 |
| CHESF | 061/2001 | 20.719.621,08 |
| COPEL-GT | 060/2001 | 1.319.787,25 |
| CTEEP | 059/2001 | 558.177,44 |
| EATE | 042/2001 | 19.743,00 |
| ENEL CIEN | 210/2011 (Port. MME) | 20.337,15 |
| ENTE | 085/2002 | 18.694,70 |
| EQTLT08 | 048/2017 | 888.588,07 |
| FURNAS | 062/2001 | 2.302.280,51 |

IE Pinheiros 015/2008 554.901,29

| INTESA | 002/2006 | 122.262,98 |
| --- | --- | --- |
| Rondon | 010/2014 | 1.616.549,42 |
| SITE | 002/2018 | 198.350,69 |
| TAESA | 002/2002 | 97.292,87 |
| TAESA | 097/2000 | 1.071.210,50 |
| TSBE | 004/2012 | 50.345,31 |

22 SIC 48526.003010/2021-00

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
III.4.3 – PA Revisão
62. Caso a Revisão Periódica gere diferença que deva ser compensada em forma de PA durante
o ciclo i, o valor desta diferença é atualizado até junho do ano i e incluído na PA da transmissora sob a
denominação de PA Revisão.
III.4.3.1. – Efeito Retroativo da Revisão Periódica de Receitas de Reforços Autorizados
63. Conforme itens 4.2 e 4.3 do Módulo 3 – Instalações e Equipamentos, das Regras dos
Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, aprovada pela Resolução Normativa nº 905, de 8 de
dezembro de 2020, a receita revisada de reforços e melhorias autorizadas retroagirá à data de entrada
em operação comercial da correspondente obra, sendo que a eventual diferença decorrente da revisão
do valor será considerada na RAP da concessionária de transmissão.
Sendo assim, para aquelas transmissoras que tiveram parcelas de receita de reforços e
melhorias revisadas nesse ciclo e em ciclos anteriores, foi considerada uma PA de acordo com o
regulamento mencionado.
64. Cabe esclarecer que a parcela de ajuste total calculada foi dividida em parcelas iguais que
serão aplicadas até o próximo processo de revisão periódica da RAP dessas concessionárias, conforme
consta na Resolução Normativa nº 905, de 2020.
III.4.3.2 – Parcela de Ajuste referente às Outras Receitas de Revisões Tarifárias anteriores
65. Em 2020, foram executadas revisões das receitas das transmissoras cujos contratos de
concessão, assinados de 2000 a 2006, não previam o reposicionamento da receita ofertada no leilão, mas
apenas daquelas advindas dos investimentos incrementais. Não obstante, todas essas concessionárias
estavam sujeitas à captura de parcela das suas receitas extras, denominadas Outras Receitas, para a
modicidade tarifária.
66. Observa-se que o procedimento comumente adotado pela SGT é subtrair, da receita
ofertada no Leilão revisada, a parcela das Outras Receitas destinada à modicidade tarifária. Para o caso
das concessionárias listadas na Tabela 11, essa metodologia não era viável, pois, como explicado no item
anterior, elas não estavam sujeitas à revisão dessa parcela da sua receita. Nessas circunstâncias, as
parcelas das Outras Receitas não foram capturadas no ciclo 2020-2021, devendo ser aplicadas no presente
ciclo, na forma de Parcela de Ajuste.
Tabela 11 - Valores de Outras Receitas a serem apropriados à modicidade tarifária como Parcela de
Ajuste a partir do ciclo tarifário 2021-2022, para os contratos de concessão licitados com revisão
prevista para 2019, sem cláusula de previsão de revisão na RAP ofertada.
Resultado da
Contém Cláusula PA Outras Receitas Anual

Contrato de Ano previsto apuração de
Concessionária de revisão na (N= 3 anos)
Concessão para Revisão Outras Receitas
RAP ofertada? R$ (Ref. jun/2019)
R$ (Ref. jun/2019)

TAESA 095/2000 2019 Não 591.838,36 118.367,67
2019 Não

EATE 042/2001 33.267,26 6.653,45

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
Resultado da
Contém Cláusula PA Outras Receitas Anual

Contrato de Ano previsto apuração de
Concessionária de revisão na (N= 3 anos)
Concessão para Revisão Outras Receitas
RAP ofertada? R$ (Ref. jun/2019)
R$ (Ref. jun/2019)

| ETAUSA | 082/2002 | 2019 | Não | 20.676,71 | 4.135,34 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ERTE | 083/2002 | 2019 | Não | 145.373,33 | 29.074,67 |
| ETIM | 086/2002 | 2019 | Não | 38.462,22 | 7.692,44 |
| TAESA | 003/2004 | 2019 | Não | 293.930,88 | 58.786,18 |
| TAESA | 011/2005 | 2019 | Não | 79.649,67 | 15.929,93 |

2019 Não

TRANSLESTE 009/2004 264.409,12 52.881,82
ITE 001/2005 2019 Não 754.386,26 150.877,25
PPTE 009/2005 2019 Não 76.828,17 15.365,63
2019 Não

| TRANSIRAPÉ | 012/2005 | 2.964.251,74 | 592.850,35 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ATE III | 001/2006 | 2019 | Não | 30.135,95 | 6.027,19 |
| INTESA | 002/2006 | 2019 | Não | 295.694,75 | 59.138,95 |
| SMTE | 003/2006 | 2019 | Não | 1.665.628,50 | 333.125,70 |
| LTT | 004/2006 | 2019 | Não | 824.036,63 | 164.807,33 |
| STC | 006/2006 | 2019 | Não | 490.538,74 | 98.107,75 |

2019 Não

AETE 008/2004 264.319,83 52.863,97
Obs.: Revisão da receita da Taesa (Contrato de Concessão nº 095/2000) no processo
48500.000975/2020; Revisão da receita das demais transmissoras no Processo 48500.000754/2019.
III.4.4 – Parcela Variável
67. A Parcela Variável – PV23 é o desconto aplicado na RAP das transmissoras, devido à
indisponibilidade ou à restrição operativa das instalações integrantes da Rede Básica sob sua
responsabilidade. O desconto por atraso na entrada em operação busca inibir atrasos na entrada em
operação de obras sob responsabilidade de transmissoras. Durante o período de junho de 2020 a maio
de 2021 foi descontado da receita das transmissoras os valores apresentados na Tabela 6.
Tabela 6 – Descontos aplicados nas receitas das transmissoras de
junho de 2020 a maio de 2021.
Parcela variável descontada
Concessionárias
(R$)
NÃO LICITADAS 1.059.903,84
NÃO LICITADAS PRORROGADAS 237.900.993,94
LICITADAS 138.025.530,90
INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS 1.862.376,50
TOTAL 378.848.805,18
Atraso de entrada em operação
Concessionárias
descontado (R$)
NÃO LICITADAS -
NÃO LICITADAS PRORROGADAS 215.689,30
LICITADAS 14.836.509,36
INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS -
23 Previsto em contrato e na Resolução Normativa ANEEL nº 906, de 8 de dezembro de 2020.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
TOTAL 15.052.198,66
TOTAL GERAL 393.901.003,84
Fonte: CARTA CTA-ONS DTA/SA 1201/2021 - SIC nº 48513.016189/2021-00.
68. Assim, o valor líquido referente à redução de receita devido à aplicação da Seção 4.3 –
Qualidade do Módulo 4 – Prestação dos Serviços das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia
Elétrica, aprovado pela Resolução Normativa nº 905, de 2020, é R$ 393.901.003,84.
III.4.5 – PA Qualidade DIT
69. A PA Qualidade DIT é o valor que deve ser descontado das concessionárias de transmissão
devido à violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão em DIT, conforme disposto nos
Procedimento de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST.
70. A SRD, por meio do Nota Técnica nº 61/2021-SRD/ANEEL24, apresentou as informações
referentes à apuração do recebimento dos indicadores e compensações de continuidade para
distribuidoras acessadas por outras distribuidoras e para transmissoras responsáveis por instalações
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT do ano de 2020, conforme estabelecido pelo
Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica do PRODIST.
71. Em 20/5/2021, por meio de mensagem eletrônica, a SRD retificou as informações
encaminhadas quanto às data-base dos ajustes associados às transmissoras EQTL 07 e EQTL 08. Conforme
a referia mensagem:
A transmissora não seguiu as instruções de preenchimento e entendeu que deveria
colocar a data do reajuste tarifário anual da transmissora.
Entretanto, com base nos meses de violação dos indicadores, ajustamos a data
base de cada compensação dessas transmissoras de acordo com o exigido,
conforme planilha anexa.
72. Assim, a SGT, utilizando as informações apresentadas pela SRD, calculou a PA Qualidade
DIT que deve ser aplicada no ciclo 2021-2022, por transmissora, relativa ao período de operação de 2020,
consoante a Tabela 7.
Tabela 7 – Parcela de Ajuste Qualidade nas DIT para o ciclo 2021-2022
PA Qualidade DIT (R$) PA Qualidade DIT Total
Concessionária Contrato Distribuidora
Ref.: Jun/2021 (R$) Ref.: Jun/2021

CHESF 006/2009 CELPE -2.396,36
CHESF 061/2001 CELPE -151.654,34
CHESF 061/2001 COELBA -382.476,94
-578.889,28

CHESF 061/2001 COELCE
-34.879,75

CHESF 061/2001 CEAL -4.972,75
CHESF 061/2001 CEMAR -1.053,78
24 SIC 48554.000836/2021-00.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
PA Qualidade DIT (R$) PA Qualidade DIT Total
Concessionária Contrato Distribuidora
Ref.: Jun/2021 (R$) Ref.: Jun/2021

CHESF 061/2001 CEPISA -1.455,37
CTEEP 059/2001 CPFL SANTA CRUZ -25.530,71
CTEEP 059/2001 ELEKTRO -470.594,05
-511.745,06

CTEEP 059/2001 CPFL-PAULISTA -1.670,64
CTEEP 059/2001 ELETROPAULO
-13.949,67
ELETRONORTE 012/2011 CELPA
-232.816,15 -232.816,15

| FURNAS | 006/2010 | ESCELSA | -88.000,45 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| FURNAS | 062/2001 | CEMIG-D | -232.893,64 | -429.957,22 |
| FURNAS | 062/2001 | LIGHT | -109.063,13 |  |
| CEMIG-GT | 006/1997 | CEMIG-D | -1.659.834,11 | -1.659.834,11 |
| CEEE-T | 055/2001 | HIDROPAN | -1.247,04 |  |
| CEEE-T | 055/2001 | COPREL | -597,72 |  |

-683.234,26

CEEE-T 055/2001 RGE SUL -676.042,89
CEEE-T 055/2001 CEEE-D -5.346,60
MACAPÁ 009/2008 CEA
-37.058,69 -37.058,69

EVRECY 020/2008 ESCELSA
-254.946,64 -254.946,64

| TSP | 024/2009 | CPFL-PAULISTA | -27.776,36 | -27.776,36 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| BRILHANTE II | 021/2012 | ENERSUL | -28.308,82 | -28.308,82 |
| EQTLT07 | 020/2017 | CELPA | -127.122,08 | -127.122,08 |
| EQTLT08 | 048/2017 | CELPA | -80.160,81 | -80.160,81 |

III.4.6 – PA Outros Ajustes
73. Os passivos decorrentes de ajustes nas receitas das transmissoras detalhados a seguir
foram incluídos no item "Outros Ajustes" que consta na PA das concessionárias de transmissão
apresentadas no Anexo VI, cujas planilhas com as memórias de cálculo são apresentadas no Anexo XI
desta nota técnica.
III.4.6.1 – Despacho nº 1.698, de 2021: Efeitos Financeiros em Encargos de Conexão
74. As alterações nos valores dos encargos de conexão decorrentes da análise dos Pedidos de
Reconsideração interpostos em face da Resolução Homologatória nº 2.725, de 2020, terão seus efeitos
financeiros considerados em forma de PA a ser contabilizada durante do ciclo 2021-2022, conforme
estabelecido pelo Despacho ANEEL nº 1.698, de 2021.
75. Dessa forma, quanto a essas alterações nos valores dos encargos de conexão, foi
estabelecido PA a ser contabilizada no ciclo 2021-2022 referente à diferença de RAP devida no ciclo 20202021 antes e após os Pedidos de Reconsideração que foi incluída na PA Outros Ajustes.
III.4.6.2 – Passivo Financeiro pela Suspensão do Pagamento Base

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
76. A SFE, por meio dos memorandos nº 389/202025, nº 433/202026 e nº 443/202027
encaminhou listas de suspensões de Pagamento Base relacionadas com decisões da Diretoria.
1130/202128,

77. O ONS, por meio da carta CTA-ONS DTA informou sobre as funções de
transmissão relacionadas com Rede Básica e Rede Básica de Fronteira que deverão ter seus Pagamentos
Base suspensos em decorrência da não prestação do serviço público de transmissão durante o processo
de reajuste da RAP para o ciclo 2021-2022.
78. Essas suspensões de Pagamento Base ocorrem em cumprimento às disposições
regulamentares estabelecidas no subitem 4.5.2 do Módulo 4 (Prestação dos Serviços) das Regras dos
Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, aprovado pela Resolução Normativa nº 906, de 8 de
dezembro de 2020.
79. Foi identificado que o Siget está devolvendo a parcela de suspensão de Pagamento Base
relacionada com Rede Básica no âmbito da PA Apuração, que é calculada de forma automática pelo Siget.
Dessa forma, para que a transmissora não tenha essa devolução indevida, faz-se necessário criar um
mecanismo, similar ao desenvolvido para a Parcela Variável, de modo a manter a suspensão de PB
incorrida no instante do cálculo da PA apuração. Enquanto essa solução não for implementada no Siget,
as suspensões de Pagamento Base relacionadas com a Rede Básica devolvidas às transmissoras por meio
da PA Apuração estão sendo realocadas na PA Outros Ajustes.
80. Dessa forma, a SGT apresenta a Tabela 8 com os valores29 a serem devolvidos pelas
concessionárias de transmissão durante o ciclo 2021-2022, referente às suspensões dos pagamentos base
informadas pelo ONS e pela SFE.
Tabela 8 – Valores a devolver pela Concessionária devido à suspensão dos pagamentos
Valores a serem devolvidos (R$)

Transmissora Contrato Grupo pagador
Ref. Jun/2021

| ARGO III | 049/2017 | Rede Básica | 2.024.799,95 |
| --- | --- | --- | --- |
| CAIUÁ-T | 007/2012 | SANT.QUITERIA-230/13,8 kV | 2.229.933,00 |
| CAIUÁ-T | 007/2012 | SANT.QUITERIA-230/69 kV | 3.321.128,68 |
| CEMIG GT | 006/1997 | IPATINGA 1-230/138 kV | 44.539,59 |
| CEMIG GT | 006/1997 | VARZEA PALMA 1-345/138 kV | 705.789,37 |
| CHESF | 061/2001 | MATATU-230/11 kV | 48.460,62 |
| CHESF | 061/2001 | Rede Básica | 8.249.869,36 |
| CHESF | 061/2001 | SOBRAL II-230/69 kV | 389.309,14 |
| CTEEP | 059/2001 | SANTA CABECA-230/88 kV | 100.667,61 |
| Eletronorte | 058/2001 | JI-PARANA-230/69 kV | 450.826,90 |
| Eletronorte | 058/2001 | MIRANDA II-230/69 kV | 2.651.128,39 |
| Eletronorte | 058/2001 | Rede Básica | 35.091.983,53 |
| Eletronorte | 058/2001 | RONDONOPOLIS-230/138 kV | 183.580,69 |
| Eletronorte | 058/2001 | RUROPOLIS-230/138 kV | 486.695,14 |

25 SIC 48534003763/2020-00.
26
SIC 48534.004061/2020-00.
27 SIC 48534.004145/2020-00.
28 SIC 48513.015467/2021-00. Encaminhada por meio do Memorando nº 228/2021– SFE/ANEEL (48534.002176/2021-00)
29 A memória de cálculo encontra-se anexa ao Processo.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
Valores a serem devolvidos (R$)

Transmissora Contrato Grupo pagador
Ref. Jun/2021

| Furnas | 062/2001 | BRASILIA GERAL-230/34,5 kV | 556.102,36 |
| --- | --- | --- | --- |
| Furnas | 062/2001 | CAMPOS-345/138 kV | 309.535,60 |
| Furnas | 062/2001 | GRAJAU-500/138 kV | 77.353,52 |
| Furnas | 062/2001 | JACAREPAGUA-345/138 kV | 1.597.517,80 |
| Furnas | 062/2001 | Rede Básica | 12.254.835,92 |
| Furnas | 062/2001 | RIO VERDE-230/138 kV | 258.325,10 |
| Macapá | 009/2008 | Rede Básica | 928.682,55 |
| Macapá | 009/2008 | MACAPA-230/69 kV | 389.950,28 |
| Macapá | 009/2008 | LARANJAL-230/69 kV | 293.858,34 |
| Manaus TR | 010/2008 | Rede Básica | 5.162.387,75 |

III.4.6.3 – Valores referentes à O&M de instalações transferidas
81. As parcelas de RAP referentes à operação e manutenção de instalações transferidas às
concessionárias de transmissão em função de seccionamento de linhas de transmissão, por exemplo,
foram consideradas na RAP das respectivas transmissoras proprietárias das instalações.
82. Além disso, a parcela de ajuste associada à operação e manutenção das instalações
transferidas, referente ao período compreendido entre a data de entrada em operação comercial das
instalações até 30 de junho de 2021, foi considerada na PA Outros Ajustes da respectiva concessionária
proprietária das instalações, bem como os valores referentes ao atendimento da alínea "e" do §3º do Art.
7º da Resolução Normativa ANEEL nº 67, de 2004, como exposto na Tabela 9.
Tabela 09 - Parcela de Ajuste associada à operação e manutenção das instalações transferidas.
PA O&M PA (§3º do Art. 7º
Ato

Concessionária Contrato Empreendimento R$ - Ref.: Jun- da REN 67/2004)
Autorizativo
2021 R$ - Ref.: Jun-2021
Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Barreiras –

Chesf 061/2001 REA 9680/2021 575.370,50 964.147,89
Bom Jesus da Lapa na SE
Barreiras II
Seccionamento da Linha de

Chesf 061/2001 Transmissão 230 kV Pau Ferro – REA 9687/2021 374.178,20 1.005.310,48
Coteminas na SE Lagoa do Carro
Seccionamento da Linha de

Chesf 061/2001 Transmissão 500 kV Teresina II – REA 9688/2021 2.125.979,36 1.372.378,50
Sobral III na Subestação Tianguá II
Seccionamento da Linha de
Transmissão 500 kV Sobradinho –

Chesf 061/2001 REA 9689/2021 733.246,02 1.352.759,33
Luiz Gonzaga na Subestação
Juazeiro da Bahia III
Seccionamento da Linha de
Transmissão 230kV Irecê –

Chesf 061/2001 REA 9690/2021 1.529.953,66 1.291.696,63
Campo Formoso na Subestação
Ourolândia II

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
PA O&M PA (§3º do Art. 7º
Ato

Concessionária Contrato Empreendimento R$ - Ref.: Jun- da REN 67/2004)
Autorizativo
2021 R$ - Ref.: Jun-2021
Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Recife II -

Chesf 061/2001 Pirapama II na SE Jaboatão II e do REA 10092/2021 312.677,41
remanejamento de linhas de
transmissão para a SE Mirueira II -
Seccionamento da Linha de

Chesf 061/2001 Transmissão 230 kV Rio Largo II – REA 10134/2021 5.893.721,10
Penedo na SE Arapiraca III -
Seccionamento da Linha de

Chesf 061/2001 Transmissão 500 kV Jardim - REA 10135/2021 1.736.155,17
Camaçari II na SE Camaçari IV -
Seccionamento da Linha de
Transmissão 500 kV Sobral III –

Chesf 061/2001 REA 10140/2021 20.588.192,56 10.258.233,16
Fortaleza II na Subestação Pecém
II e demais obras.
Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Campina

Chesf 061/2001 REA 10141/2021 2.803.044,79
Grande II - Natal III na SE
Extremoz II -
Seccionamento da Linha de

Chesf 061/2001 Transmissão 230 kV Sobral II - REA 10142/2021 168.123,35
Piripiri na SE Ibiapina II. -
Instalações transferidas pelo
Consórcio Empreendedor Baixo

Copel-GT 006/2016 REA 10139/2021 940.431,65
Iguaçu para a Copel Geração e
Transmissão S.A. -
Seccionamento da Linha de
Transmissão 138 kV Água

CTEEP 059/2001 REA 10144/2021 845.882,24
Vermelha - Jales, circuitos 1 e 2,
na SE Boa Hora. -
Referente ao período de
implantação do empreendimento

MEZ 5 003/2021 REA 9889/2021 67.867,40
objeto do Contrato de Concessão
nº 03/2021-ANEEL. -
Instalações de transmissão a ela
transferidas pela Mineração Onça
Puma Ltda. em função do

ONTE 021/2016 REA 10032/202 12.468.661,90
Contrato de Concessão nº
21/2016-ANEEL, de 05 de
outubro de 2016. -
83. Ainda, foi considerada a parcela relativa ao seccionamento da Linha de Transmissão 230 kV
João Câmara II – Extremoz II, na SE Ceará Mirim II, conforme Memorando nº 137/2021-SCT/ANEEL30, bem
como os custos para operar, manter, desativar, desmontar e desmobilizar os ativos de responsabilidade
de Furnas Centrais Elétricas S.A. e a implantar reforços, na Subestação Barreiro 1, conforme Memorando
138/2021–SCT/ANEEL31.
nº
30 SIC 48526.002947/2021-00.
SIC
31 48526.002959/2021-00.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
III.4.6.4 – Instalações de Rede Básica de Fronteira ou DIT Compartilhada que entraram em operação
comercial com pendência não impeditiva própria
304/2016-SGT/ANEEL32,

84. De acordo com a Nota Técnica nº de 13 de setembro de 2016, os
descontos nas parcelas de RAP associadas às instalações classificadas como Rede Básica de Fronteira e
DIT Compartilhada, que entrarem em operação comercial com Termo de Liberação Provisório – TLP com
pendência não impeditiva própria, serão tratados por meio de parcela de ajuste, a ser estabelecida no
Reajuste Anual das RAP das concessionárias.
85. Sendo assim, foram calculadas as Parcelas de Ajuste apresentadas na Tabela 10, referentes
aos descontos de que trata Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, para as
instalações classificadas como Rede Básica de Fronteira e DIT Compartilhadas que tiveram a entrada em
operação comercial reconhecida ao longo do ciclo 2020-2021 ou que entraram em operação comercial
em ciclos anteriores, mas que ainda se encontram em operação comercial com pendência não impeditiva
própria.
86. Cabe esclarecer que, segundo consta no Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão
de Energia Elétrica, caso a pendência não impeditiva própria não seja solucionada pela transmissora em
até 12 meses após o início da operação comercial com pendências, a concessionária sofrerá o desconto
de 20% da parcela de RAP correspondente. A memória de cálculo encontra-se anexa ao Processo.
Tabela 10 - Parcelas de Ajuste apresentadas a seguir referente aos descontos de
que trata o Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica.

| Concessionária | Contrato | Parcela de Ajuste (R$) Ref.: Jun/21 |
| --- | --- | --- |
| FOTE | 007/2014 | -465.264,45 |
| EQTLT08 | 048/2017 | -347.152,04 |
| ETC | 020/2016 | -1.538.625,74 |
| FURNAS | 062/2001 | -48.718,65 |

Z2 045/2017 -172.618,51

| CTEEP | 059/2001 | -82.153,74 |
| --- | --- | --- |
| CHESF | 061/2001 | -4.834,87 |
| IE Pinheiros | 015/2008 | -135.426,44 |
| CGT | 057/2001 | -101.548,76 |
| BRE | 010/2018 | -39.598,25 |
| IE TIBAGI | 026/2017 | -55.463,73 |
| CHESF | 017/2009 | -1.993.468,46 |
| TESB | 001/2011 | -1.686.165,37 |
| LTTE | 020/2011 | -920.873,19 |
| CHESF | 005/2012 | -651.155,33 |

III.4.6.5 – Reconhecimento de custos incorridos pelas transmissoras
32 SIC nº 48581.002702/2016-00; Nota Técnica que instruiu o Despacho nº 2.568, de 2016.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
III.4.6.5.1 – Chesf (Contrato de Concessão nº 061/2001)
90/2021-SFF/ANEEL33,

87. Por meio do Memorando nº de 19 de abril de 2021, a SFF informou
à SGT os valores validados referentes aos custos incorridos pela Chesf, Contrato de Concessão nº
061/2001, para a implementação do Controle Patrimonial em atendimento às disposições contidas nas
Resoluções Normativas nº 396, de 2009, e nº 674, de 2015. Sendo assim, o valor reconhecido pela SFF, de
R$ 7.189.793,48, foi considerado na PA Outros Ajustes para a transmissora.
88. Além disso, a SCT informou, por meio do Memorando nº 121/2021-SCT/ANEEL, que
concluiu pelo pagamento à Chesf dos custos incorridos na elaboração dos relatórios técnicos realizados
para o Leilão nº 13/2015, num valor total de R$ 157.548,37, na referência fevereiro de 2016, que
atualizado para junho de 2021, perfaz R$ 198.728,05, a ser recebido pela Chesf.
III.4.6.5.2 – CTEEP (Contrato de Concessão nº 059/2001)
89. A SCT, por meio do Memorando nº 121/2021-SCT/ANEEL34, concluiu pelo pagamento à
CTEEP dos custos incorridos na elaboração dos relatórios técnicos realizados para o Leilão nº 5/2015, num
valor de total de R$ 307.995,72, na referência outubro de 2015, que atualizado para junho de 2021 perfaz
o valor de R$ 404.510,61, a ser recebido pela CTEEP.
III.4.6.5.3 – TME (Contrato de Concessão nº 023/2009)
90. A Transmissora Matogrossense de Energia encaminhou a carta CT.TME.006/202035, de 19
de maio de 2020, solicitando o reembolso de custo incorrido para elaboração/implantação dos Anexo II e
III do Submódulo 9.2 do PRORET. Como não há previsão regulamentar para ressarcimento desse tipo de
despesa, tais valores não foram considerados na análise apresentada nesta nota técnica.
III.4.6.6 – Impacto na CEEE-T referente ao repasse à Eletrobrás dos valores da CCC, CDE e Proinfa
91. Por meio do Memorando nº 343/2020-SFF/ANEEL36 , de 17/8/2020, a SFF informou à SGT
os valores referentes ao impacto nas transmissoras devido à obrigatoriedade de repasse à Eletrobras do
montante associado à CCC, CDE e Proinfa recolhidos dos consumidores livres conectados à Rede Básica,
no período de julho de 2010 a junho de 2015.
92. Com relação à CEEE-T, a SFF informou um valor total de R$ 1.043.370,12, em valores
históricos, a ser devolvido pela concessionária, que atualizado para junho de 2021, perfaz o valor de R$
1.831.999,72, a ser devolvido pela CEEE-T.
III.4.6.7 – Devolução – EDP Transmissão Litoral Sul S.A. (Contrato de Concessão nº 18/2016)
33
SIC 48536.001426/2021-00.
34 SIC 48526.002508/2021-00.
35 SIC 48513.016499/2020-00.
36 SIC 48536.002948/2020-00.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
93. A SCT, por meio do Memorando nº 159/2018-SCT/ANEEL37, informou que concluiu pela
glosa de parte dos valores devidos pela Litoral Sul Transmissora de Energia Ltda. à Eletrosul Centrais
Elétricas S.A. – Eletrosul (atualmente CGT Eletrosul) e à Companhia de Transmissão de Energia Elétrica
Paulista – CTEEP em função dos estudos realizados para o Leilão nº 13/2015 não terem qualidade
satisfatória sobre todos os itens que deveriam abarcar.
94. Dessa forma, o valor atualizado a ser devolvido de R$ 1.814,19, a preços de junho de 2021,
foi considerado por meio de PA Outros Ajustes, a ser recebida pela Litoral Sul.
III.4.6.8 – Descontratação de pontos de conexão ou rescisão de Contrato de Uso do Sistema de
Transmissão – CUST
95. No decurso dos ciclos de receita das transmissoras foram identificadas descontratações de
equipamentos e, portanto, as receitas respectivas foram ajustadas em função de atos que comprovaram
que as instalações não faziam jus ao recebimento de receitas. Por se tratarem de casos específicos, eles
serão detalhados a seguir.
III.4.6.8.1 – Descontratação de equipamentos associados à SE Currais Novos II 138/69 kV
96. A distribuidora Cosern38 indicou, em seu processo tarifário de 2020, a descontratação
integral dos módulos relacionados com o ponto de conexão Currais Novos II 138/69 kV, garantida pelo
Despacho nº 1.317/2019. O Termo Aditivo nº 31 ao CUST nº 099/2002 formalizou a questão. Sobre o caso,
a Nota Técnica nº 26/2019–SRT/ANEEL39, dispõe que:
24. A desativação da antiga subestação Currais Novos II 138/69 kV foi confirmada
então pelo Edital do Leilão nº 05/2016-ANEEL, no seu Anexo 6-09, que tratou do
Lote 9 – "LT 230 kV Lagoa Nova II – Currais Novos II e SE Currais Novos II 230/69
KV. No referido Edital, item "1.2. – Configuração Básica" está descrito que "o local
destinado à instalação da Subestação Currais Novos II está indicado nos relatórios
de planejamento", no mesmo terreno onde "está localizada a Subestação Currais
Novos II 138/69 kV, sob concessão da Companhia Hidro Elétrica do São Francisco
– CHESF, que será desativada após a implantação da Subestação Currais Novos
II 230/69 kV".
(grifo nosso)
97. Dessa forma, como foram identificados por meio dos TLDONS/256/6/2019,
TLDONS/257/6/2019, TLDONS/258/6/2019 e TLDONS/259/6/2019 que a SE Currais Novos II 230/69 kV
entrou em operação em 13/3/2019, foi calculada parcela de ajuste para devolver ao consumidor da
distribuidora os valores repassados à sua tarifa, dada a desativação tácita da antiga SE Currais Novos II
138/69 kV, conforme descrito na Nota Técnica nº 26/2019–SRT/ANEEL. Ainda, a receita do Contrato de
Concessão nº 061/2011, da Chesf, para as receitas prorrogadas pela Portaria nº 579, de 2012, foram
ajustadas conforme metodologia DEA.
37 SIC 48526.003575/2018-00.
38 SIC 48513.008463/2021-00.
39 SIC 48552.000409/2019-00.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
III.4.6.8.2 – Descontratação de equipamentos associados à SE Salto Grande.
98. Nos processos tarifários 2020 e 2021 da COPEL DIS foram consideradas as receitas
associadas à subestação Salto Grande. Contudo, em face das considerações contidas no Despacho nº 722,
de 2020, e no Termo Aditivo nº 52 ao CUST nº 127/2002, é necessária análise quanto ao direito de
recebimento, pela CTEEP, das receitas associadas às entradas de linha EL 88 kV SALTO GRANDE ANDIRA
C1 e EL 88 kV SALTO GRANDE ANDIRA C2.
99. A Nota Técnica nº 24/2020-SRT/ANEEL, que fundamentou a publicação do Despacho nº
722, de 2020, descreve as razões para o entendimento da área de regulação da transmissão:
"20. Conforme pode ser compreendido pela descrição procedida nos itens
anteriores, a própria instituição oficial de planejamento definiu, a partir da sua
avaliação econômica e técnica, que esta seria a alternativa mais eficiente para a
expansão do sistema regional. Sendo assim, não há por que penalizar a
Distribuidora ou mesmo seus consumidores diante da necessidade de efetivar
uma nova contratação de MUST em outra subestação, considerando que o objeto
da contratação anterior, na antiga subestação Salto Grande 88 kV, não mais
existirá, devido ao desmonte da LD 88 kV Salto Grande – Andirá CD." (Grifo
nosso)
100. Tendo em vista as opiniões divergentes da distribuidora40 e da transmissora41 sobre o caso,
foi encaminhado o Memorando nº 76/2021–SGT/ANEEL42, de 27 de maio de 2021, para manifestação da
SRT. Em sua resposta, encaminhada por meio do Memorando nº 45/2021–SRT/ANEEL43, de 10 de junho
de 2021, a SRT manifestou-se pela glosa das receitas associadas:
"2. Em resposta, informamos que solicitamos esclarecimentos da Copel
Distribuição sobre o fato trazido pela Transmissora e, até reanálise do caso,
sugerimos que o entendimento vigente desta SGT com relação ao Despacho nº
722/2020-SRT seja mantido na inclusão no resultado do RTP 2021 da COPEL
(processo 48500.004621/2020-18)." (Grifo nosso)
101. Assim, foi calculada PA, para devolução aos consumidores da COPEL D, dos valores pagos
após a entrada em operação da subestação Andira Leste, que, de acordo com o Termo Aditivo nº 52 ao
CUST nº 127/2002, ocorreu em 23/9/2019. Ainda, a receita do Contrato de Concessão nº 059/2001, da
CTEEP, foi ajustada conforme modelo DEA, descrita pelo Submódulo 9.1 do Proret.
III.4.6.9 – Ratificação da data de entrada em operação dos cabos OPGW 24 fibras, autorizados pela
Resolução Autorizativa nº 4.460, de 2013, pelo TLD ONS/256/8/2020.
40 SIC
48513.015389/2020-00.
41 SIC 48513.032261/2020-00
42 SIC 48581.000846/2021-00
SIC
43 48552.000713/2021-00

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
102. Devido à inconformidade na emissão do TLONS/520/D/12/2017, de 08 de dezembro de
2017, a ANEEL vem identificando os reforços autorizados pela Resolução Autorizativa nº 4.460, de 2013
como previstos, o que faz com que o ONS não pague à CEEE-T os valores homologados e devidos por estes
reforços desde sua entrada em operação.
103. Em razão disso, a CEEE-T apresentou a carta GAB/DT079/202044, de 29 de setembro de
2020, demonstrando o desencadeamento das interações com o ONS, das quais resultou a emissão do TLD
ONS/256/8/2020. Por este ato, o operador ratifica a data de entrada em operação dos módulos
identificados com IdMdl 23423 e 23424 como sendo 8 de dezembro de 2017.
104. Assim, foi calculada PA para recomposição do direito da transmissora.
III.4.6.10 – Ajustes em função da Resolução Homologatória nº 2.878, de 25 de maio de 2021.
105. Em 31 de março de 2021, foram celebrados entre a União e a MEZ 5, o Contrato de
Concessão nº 3/2021, e entre a União e a Energisa-AM, o Contrato de Concessão nº 9/2021. Aquele,
concedeu a operação da subestação Porto Alegre 4, que anteriormente era de gestão da CEEE-T; este, a
operação das instalações antes designadas à Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A. - Amazonas
GT.
106. Em virtude de tais contratos, foram estabelecidas45, com vigência a partir de 1º de abril de
2021, as receitas das instalações transferidas aos novos titulares e canceladas as receitas da CEEE-T,
referentes à SE Porto Alegre 4. Além disso, foi definida PA Apuração a ser paga pela Amazonas GT à EAT,
compreendendo o ajuste do período de 1/7/2020 a 31/3/2021.
107. As receitas dos novos titulares das referidas instalações fazem parte daquelas que
compõem o objeto do presente processo. Contudo, como comentado anteriormente, a cobrança dos
Encargos de Conexão de uso exclusivo de distribuidoras somente pode ser realizada após sua
consideração na resolução de homologação das tarifas das distribuidoras, como determinam o
Submódulo 9.3 do Proret.
108. Dessa forma, como as receitas com Encargos de Conexão da CEEE-T com a CEEE-D, e
relativas ao ciclo 2020-2021, já haviam sido consideradas no processo tarifário 2020 da distribuidora, foi
calcula PA referente aos duodécimos de receita dos meses de abril a junho de 2021, para ressarcimento
à CEEE-D pela CEEE-T, no valor de R$ 1.596.294,10, a preços de junho de 2021. Ainda, foi calculada PA
referente aos mesmos duodécimos para ressarcimento à MEZ 5 pela CEEE-D, no valor de R$ 110.874,60,
a preços de junho de 2021.
III.4.6.11 – Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n° 055/2001
109. O Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n° 055/2011 estabeleceu na Cláusula
Terceira, Primeira Subcláusula, que a RAP deste contrato deve ser acrescida do valor de R$ 10.954.101,95,
a preços de junho de 2020. Esse montante foi atualizado para preços de junho de 2021, totalizando R$
44
SIC 48513.025512/2020-00
45 Por meio da Resolução Homologatória nº 2.878, de 25 de maio de 2021.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
11.836.571,57 e foi considerado na PA Outros Ajustes a ser recebida pela CEEE-T.
III.4.6.12 – Transferências de usuários e proprietários de ativos de transmissão
110. No decurso do ciclo 2020-2021 foram identificadas situações de transferências de
responsabilidade pelo pagamento de RAP, bem como de propriedade de alguns ativos. Em cada caso,
foram verificados os impactos relativos à receita e à descrição de usuários e proprietários. Os casos
identificados foram tratados conforme descrições a seguir.
III.4.6.12.1 – Transferência de usuários da COPEL GT
CRG-C/138/20204647,

111. Por meio da Carta a COPEL GT identificou a necessidade de
transferência de usuários de algumas de suas instalações em função das determinações constantes na
Resolução Normativa nº 722, de 2016. Assim, além da transferência pelo pagamento dos ativos, foi
calculada PA para devolver à COPEL DIS a parcela de receita associada a tais instalações após a
transferência de uso das referidas instalações.
112. Ainda por meio do item III à Carta CRG-C/138/2020, a COPEL GT identificou a necessidade
outras transferências48 de titularidade, o que foi processado e consta no resultado das receitas a serem
homologadas para o ciclo 2021-2022.
III.4.6.12.2 – Transferência de titularidade dos ativos da LT 138 kV BIGUACU /FLORIANOPOLIS SC
113. Por meio da carta CE DRP-0178/202049, de 4 de novembro de 2020, a CGT Eletrosul
cientificou esta SGT da assinatura do Termo de Transferência nº 40004144. O referido documento
homologou a mudança de titularidade dos equipamentos associados à LT 138 kV BIGUACU /
FLORIANOPOLIS, da CGT Eletrosul para a Celesc, a partir de 30 de novembro de 2019. Dessa forma, foi
calculada parcela de ajuste para devolver à distribuidora os valores pagos a título de Encargos de Conexão
desde a referida data. Ainda, a parcela de receita associada ao componente financeiro fixada pela Portaria
MME nº 120, de 2016, foi distribuída entre os módulos restantes do Contrato de Concessão nº 057/2001.
Por fim, as demais receitas foram ajustadas conforme as regras regulatórias vigentes.
III.4.6.12.3 – Transferência de DIT, conforme Despacho nº 748, de 2020
114. O Despacho nº 748, de 17 de março de 2020, decidiu "anuir com a transferência dos ativos
que compõem a SE Itaparica 69/13,8 kV, a LT 69 kV Zebu – Itaparica e a LT 69 kV Jaboatão – Recife II da
Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf para a Companhia Energética de Pernambuco – Celpe,
nos termos da Resolução Normativa nº 758, de 2017".
46
SIC 48513.023287/2020-00.
47 SIC 48513.023287/2020-00.
48 A UEG Araucária Ltda., por meio da Carta C/059/2020 – DT (48513.021897/2020-00) ratifica um dos pedidos da COPEL-GT.
49 48513.029071/2020-00

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
115. Por meio da Carta CE-SOR-022/202150, de 10 de fevereiro de 2021, a Chesf cientificou a
SGT da assinatura do Termo de Transferência de Instalações – TTI nº 001/2020, concretizando a
transferência das citadas instalações em 30 de setembro de 2020. Assim, foram calculadas parcelas de
usuários51
ajuste para a Chesf devolver aos das respectivas instalações os valores arrecadados a título de
Encargos de Conexão no período pós-transferência.
116. Ainda, cabe salientar que o valor do custo operacional associado a cada equipamento
transferido foi calculado com base no Anexo III do Submódulo 9.1 do PRORET, sendo esse valor, portanto,
cancelado conforme consta no Submódulo 9.7 do PRORET. Com relação ao componente financeiro da
Portaria nº 120, de 2016, informa-se que este não foi cancelado, pois trata-se da remuneração de um
serviço já prestado, sendo, portanto, re-rateado pelos demais módulos da transmissora.
III.4.6.13 – Valores referentes à Pendências Impeditivas de Transmissoras.
117. Em face das regras regulatórias contidas na Resolução Normativa nº 841, de 18 de
dezembro de 2018, e atualmente recepcionadas pela Resolução Normativa nº 905, de 8 de dezembro de
2020, a Diretoria Colegiada da ANEEL determinou, por meio do Despacho nº 2.321, de 11 de agosto de
2020, "(ii) estabelecer o valor de R$ 456.188,63 (quatrocentos e cinquenta e seis mil, cento e oitenta e
oito reais e sessenta e três centavos) a ser custeado pela Chesf, conforme §3º do art. 10 da Resolução
Normativa ANEEL 841, de 2018."
118. A referida determinação está relacionada com o estabelecimento de receitas que entrarem
em operação comercial provisória com pendências impeditivas de terceiros, devendo ser custeadas pelo
terceiro causador da pendência impeditiva identificada, no caso a Chesf.
119. Sendo assim, em cumprimento à decisão, foram calculadas Parcelas de Ajuste para (a)
Chesf pagar à Rede Básica (PA negativa) e para (b) Rede Básica repassar esse valor para a Odoyá (PA
positiva). Salienta-se, conforme consta no voto que fundamentou o referido despacho, que a referência
do valor homologado é junho de 2017. Assim, as parcelas mencionadas possuem valor de R$ 520.777,40
III.4.6.14 – Demais decisões da Diretoria da ANEEL
120. Durante o processo de elaboração da RAP para o ciclo 2021-2022, a SGT recebeu
informações da SCT por meio dos Memorandos nº 47/2021-SCT/ANEEL52 e 148/2021-SCT/ANEEL53, ambos
de 18 de junho de 2021, quanto a decisões da Diretoria que careciam de tratamento para o ciclo em
elaboração. Ainda, tomamos conhecimento de outros atos emitidos e que também foram considerados.
50 SIC 48513.003089/2021-00.
51
Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia, Companhia Energética de Pernambuco e usuários que utilizam, de forma
compartilhada, o grupo GRP 69 kV ABAIXADORA / ZEBU, na SE Itaparica.
52 SIC 48526.003118/2021-00.
53 SIC 48526.003123/2021-00.

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
A seguir, serão descritos os mesmos.
III.4.6.14.1 – Despacho nº 3.058, de 2020.
121. Conforme disposto no Despacho nº 3.058, de 26 de outubro de 2020, foram definidas (i) a
receita referente ao Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão de Serviço Público de Transmissão
de Energia Elétrica nº 26/2017 e (ii) a respectiva PA. Salienta-se que a competência dos valores definidos
pela Diretoria, conforme consta no VOTO que aprovou o referido ato, é outubro de 2016. Assim, a
atualização e consideração de tais valores foram processados no cálculo da RAP. O lançamento do
desconto definido pela Diretoria seguiu a proporção constante na Tabela 12, abaixo.
Tabela 12 – Atualização e rateio do desconto definido pelo Despacho nº 3.058/2020.
ITEM VALOR (R$)
PA definida no ato legal (Ref. 10/2016): - 6.732.318,66
PA atualizada - 8.129.956,89
PA atualizada e definida para o Grupo RB - 3.693.863,61
PA atualizada e definida para o Grupo RBF (ROSANA-230/138 kV) - 4.436.093,28
III.4.6.14.2 – Resolução Autorizativa nº 10.145, de 2021.
122. No âmbito do processo 48500.004266/2013-40, a Diretoria decidiu, por meio da Resolução
Autorizativa nº 10.145, de 8 de junho de 2021, alterar a Resolução Autorizativa nº 4.294, de 2013, para
prorrogar o prazo de permanência do 5º transformador trifásico 230/69 kV, de 100 MVA, na Subestação
Teresina. Foi decido ainda que o recebimento da respectiva receita se dará por meio de Parcela de Ajuste
no próximo Ciclo Tarifário das Transmissora, que se iniciará em 1º de julho de 2021. Assim, o valor
homologado de R$ 1.113.596,98, a preços de junho de 2020, foi atualizado e inserido no resultado nas
receitas para o ciclo 2021-2022.
III.4.6.14.3 – Despacho nº 1.699/2021.
123. Conforme no Despacho nº 1.699, de 15 de junho de 2021, foi decidido reconhecer os
encargos de conexão devidos pela Cemig-D à SPTE pelo período de 7 de outubro de 2016 a 26 de
novembro de 2017, para a 5ª EL 138 kV na SE Pirapora 2, sem o repasse desse valor no cálculo da tarifa
dos consumidores da distribuidora.
processual54,

124. Conforme consta na instrução o referido equipamento é integrante das
instalações de transmissão da SPTE e já autorizado pelo Inciso X, Art. 3° da Resolução Normativa nº 443,
de 2011, recepcionado pena Resolução Normativa nº 905, de 2020. Dessa forma, identificado o
equipamento e os custos associados, foi calculada PA de R$ 653.393,57 para destinar à SPTE os valores
definidos pela Diretoria.
III.5 – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS DAS ATUALIZAÇÕES DA RAP
125. As receitas referentes às instalações de transmissão sob responsabilidade das
54 Carta SPTE/BD/058/19 (SIC 48513.028341/2019-00-1 (ANEXO: 001)).

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
transmissoras para o ciclo 2021-2022 totalizam R$ 31.894.567.810,61, enquanto no período 2020-2021
esse valor foi de R$ 31.373.219.900,46. Dessa forma, houve aumento no valor das receitas de 1,66% em
relação ao ciclo anterior.
126. Deste percentual, 11,42 p.p. referem-se ao reajuste previsto nos contratos e 9,76 p.p.
negativos referem-se à expansão no sistema de transmissão, às alterações previstas no Despacho nº
1.968, de 2021, e, principalmente, aos efeitos das revisões das receitas das concessionárias prorrogadas
nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, considerando os efeitos do reperfilamento do componente
financeiro da "RBSE/RPC", conforme Resoluções Homologatórias nº 2.845 a nº 2.853, de 2021.
127. As Tabelas 13 a 16 totalizam os valores da RAP, por tipo, para o período 2021-2022.
Tabela 13 – Receita Anual Permitida da Rede Básica (R$)
Ref.: Jun-2021
Acesso à RB

RBSE [1] RBNI [2] RBL [4] RMEL [5] TOTAL
[3]
Rede

8.181.703.205,98 1.592.360.458,75 7.296.590,12 16.041.434.620,34 111.122.280,75 25.933.917.155,94
Básica
RB de

1.414.749.742,38 728.515.192,92 0,00 593.377.096,92 59.329.265,32 2.795.971.297,54
Fronteira

TOTAL 9.596.452.948,36 2.320.875.651,67 7.296.590,12 16.634.811.717,26 170.451.546,07 28.729.888.453,48
[1] Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que consta no contrato de concessão sob esta denominação.
[2] Receitas de novas instalações autorizadas.
[3] Receitas de conexões à Rede Básica.
[4] Receitas das instalações licitadas.
[5] Receitas das melhorias.
Tabela 14 - Receita Anual Permitida das Demais Instalações de Transmissão (R$)
Ref.: Jun-2021

| RPC [1] | RCDM [2] | RPEC [3] | RMEL [4] | TOTAL |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| DIT compartilhada | 330.168.889,61 | 170.223.547,89 | 10.626.712,49 | 5.943.018,01 | 516.962.168,00 |
| DIT de uso exclusivo 1.649.445.373,89 | 340.929.794,14 | 135.792.050,63 | 22.227.009,36 2.148.394.228,02 |  |  |
| Total | 1.979.614.263,50 | 511.153.342,03 | 146.418.763,12 | 28.170.027,37 2.665.356.396,02 |  |

[1] Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que consta no contrato de concessão sob esta denominação.
[2] Receitas de novas instalações autorizadas.
[3] Receitas das instalações licitadas.
[4] Receitas das melhorias.
Tabela 15 –Receita Anual Permitida das Instalações de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração (R$)
Ref.: Jun-2021

RICG [1] RICGNI [2] RIEG [3] TOTAL
81.527.258,72 27.639.578,13 27.417.416,61 136.584.253,46
[1] Receita relativa às ICG licitadas.
[2] Receitas de novas ICG autorizadas.
[3] Receita relativa às IEG licitadas.
Tabela 16 – Receita Anual Permitida das Interligações Internacionais (R$)

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
Ref.: Jun-2021

REQ [1] REQNI [2] RMEL [3] TOTAL
349.364.810,54 13.213.707,43 160.189,68 362.738.707,65
[1] Receita relativa às interligações internacionais equiparadas.
[2] Receitas de novas instalações de interligações internacionais autorizadas.
[3] Receitas das melhorias.
128. A Tabela 17 relaciona, em ordem decrescente, a Receita Anual Permitida, referente às
instalações em operação comercial em 30 de junho de 2021, das 177 empresas de transmissão,
detentoras de 263 contratos de concessão.
Tabela 17- Empresas detentoras de contratos de concessão e suas respectivas receitas
RAP (R$)
Posição Empresa
Ref.: Jun/21
1 FURNAS-CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. 4.434.472.148,70
2 COMPANHIA HIDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO 3.296.686.693,33
3 COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA 2.356.989.242,35
4 CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S/A ELETRONORTE 2.121.085.567,61
5 TRANSMISSORA ALIANÇA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A 1.737.884.919,54
6 XINGU RIO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 1.411.911.254,82
COMPANHIA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO SUL DO BRASIL -
7 1.181.056.897,96
ELETROBRAS CGT ELETROSUL
8 COMPANHIA ESTADUAL DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CEEE-T 782.272.595,85
9 CEMIG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A 693.781.098,45
10 BELO MONTE TRANSMISSORA DE ENERGIA SPE S.A. 680.301.739,13
11 COPEL GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. 664.112.297,27
12 INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DO MADEIRA S/A 597.022.231,73
13 ARGO TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 519.944.218,92
14 PARANAÍTA RIBEIRÃOZINHO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 428.575.598,67
15 Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A 358.142.599,12
16 ENEL CIEN S.A 354.312.591,43
17 NORTE BRASIL TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 315.034.103,84
18 ITUMBIARA TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 268.674.010,37
19 TRANSMISSORA PARAÍSO DE ENERGIA S.A. 262.657.974,21
20 MATA DE SANTA GENEBRA TRANSMISSÃO S.A 261.991.395,15
21 MATRINCHÃ TRANSMISSORA DE ENERGIA (TP NORTE) S.A 235.425.086,19
22 TRANSMISSORA JOSÉ MARIA DE MACEDO DE ELETRICIDADE S.A. 219.991.131,29
23 CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. 206.375.511,89
24 PIRATININGA-BANDEIRANTES TRANSMISSORA DE ENERGIA LTDA 185.553.308,29
25 MANAUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 184.767.021,51
26 Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A 184.456.086,90
27 INTEGRAÇÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 182.590.360,39
28 TRANSMISSORA CAMINHO DO CAFÉ S.A. 178.596.350,90
29 Expansion Transmissão de Energia Elétrica S.A 165.593.732,28
30 SERRA DA MESA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 161.474.726,99
31 VEREDAS TRANSMISSORA DE ELETRICIDADE S.A. 159.662.283,25
32 EQUATORIAL TRANSMISSORA 8 SPE S.A. 158.569.237,70
33 PARANAÍBA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 156.283.566,64
34 EMPRESA DE TRANSMISSÃO BAIANA S.A. 155.331.423,55
35 Sistema de Transmissão Nordeste S.A 149.910.262,81

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
RAP (R$)
Posição Empresa
Ref.: Jun/21
36 GIOVANNI SANGUINETTI TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 140.030.345,59
37 ATE III TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 138.241.461,05
38 PORTO PRIMAVERA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 133.944.853,84
39 LINHAS DE XINGU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 132.278.282,52
40 TRANSMISSORA SUL LITORÂNEA DE ENERGIA S.A. - TSLE 131.591.579,89
41 LT Triângulo S.A 131.306.358,44
42 EQUATORIAL TRANSMISSORA 3 SPE S.A. 125.884.981,56
43 LINHAS DE MACAPÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 125.371.963,24
44 CANTAREIRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 119.609.949,02
45 EQUATORIAL TRANSMISSORA 4 SPE S.A. 112.672.464,28
46 EQUATORIAL TRANSMISSORA 7 SPE S.A. 109.839.234,07
47 GUARACIABA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 106.832.287,33
48 EQUATORIAL TRANSMISSORA 5 SPE S.A. 104.772.027,12
49 INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA GARANHUNS S.A 103.741.802,55
50 SERRA DE IBIAPABA TRANSMISSORA DE ENERGIA S A 101.721.844,79
51 TROPICALIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 95.431.283,60
52 EQUATORIAL TRANSMISSORA 1 SPE S.A. 95.217.491,56
53 EQUATORIAL TRANSMISSORA 2 SPE S.A. 86.355.384,64
54 ARGO III TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 81.233.899,43
55 SPE SANTA LUCIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 81.167.355,15
56 Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A 80.563.074,78
57 ESPERANZA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 80.389.103,29
58 Linhas de Transmissão do Itatim S.A 78.819.061,06
59 Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A 77.885.622,81
60 ODOYÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 77.209.781,33
61 EMPRESA DIAMANTINA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 76.120.061,88
62 Jauru Transmissora de Energia S.A 75.731.059,56
63 MIRACEMA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELETRICA S/A 74.526.860,50
64 CANARANA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 74.360.615,12
65 INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA PINHEIROS S.A. 73.790.521,72
66 GOIÁS TRANSMISSÃO S.A 73.605.649,20
67 TRANSMISSORA SUL BRASILEIRA DE ENERGIA S.A. 73.008.279,42
68 TRANSMISSORA SERTANEJA DE ELETRICIDADE S.A. 70.466.031,59
69 CACHOEIRA PAULISTA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 70.415.406,15
70 TRANSENERGIA RENOVÁVEL S.A 69.788.045,84
71 CATXERÊ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 69.114.305,89
72 Expansion Transmissão Itumbiara Marimbondo S.A 66.541.002,52
73 INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SERRA DO JAPI S A 65.524.417,93
74 ETAP EMPRESA TRANSMISSORA AGRESTE POTIGUAR S.A. 61.937.128,01
75 VILA DO CONDE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 61.388.618,52
76 TRANSMISSORA MATOGROSSENSE DE ENERGIA S.A. 58.274.198,52
77 ENERGISA PARÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA I S.A. 56.081.580,91
78 INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAQUERE S.A. 55.380.691,51
79 AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. 55.206.319,85
80 LINHAS DE ENERGIA DO SERTÃO TRANSMISSORA S.A. 54.934.845,24
81 COMPANHIA TRANSIRAPÉ DE TRANSMISSÃO 54.364.929,57
82 SÃO JOÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 53.852.702,18
83 EDP TRANSMISSÃO MA I S.A. 53.507.045,36

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
RAP (R$)
Posição Empresa
Ref.: Jun/21
84 SÃO PEDRO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 52.886.973,57
85 Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. 52.861.955,82
86 INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA NORTE E NORDESTE S/A 52.802.008,83
87 Sistema de Transmissão Catarinense S.A 52.395.698,24
88 EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ALTO URUGUAI S.A. 51.664.927,61
89 BRILHANTE TRANSMISSORA DE ENERGIA SA 51.664.381,20
90 Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A 51.140.773,63
91 Linhas de Transmissão de Montes Claros S.A 48.946.633,25
92 POÇOS DE CALDAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 47.207.188,47
93 TRIÂNGULO MINEIRO TRANSMISSORA S.A. 45.595.369,32
94 MGE TRANSMISSÃO S.A. 45.467.227,94
95 ENERGISA GOIÁS TRANSMISSORA DE ENERGIA I S.A. 44.437.721,81
96 Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica 43.634.184,24
97 RIBEIRÃO PRETO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 42.414.814,70
98 VALE DO SÃO BARTOLOMEU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 42.286.083,33
99 Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A 41.999.262,43

| 100 | NEOENERGIA DOURADOS TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. | 41.254.632,07 |
| --- | --- | --- |
| 101 | SUBESTAÇÃO ÁGUA AZUL SPE S.A. | 39.918.014,25 |
| 102 | MANTIQUEIRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 39.485.503,47 |
| 103 | INTEGRAÇÃO MARANHENSE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A | 39.350.718,50 |
| 104 | AETE - AMAZÔNIA EMPRESA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 38.881.838,97 |
| 105 | LINHAS DE TAUBATÉ TRANSMISSORA DE ENERGIA SA | 37.710.497,83 |
| 106 | EDP TRANSMISSÃO MA II S.A. | 36.564.416,18 |
| 107 | ETC - EMPRESA TRANSMISSORA CAPIXABA S.A. | 35.954.881,37 |
| 108 | COMPANHIA TRANSUDESTE DE TRANSMISSÃO | 34.154.101,10 |
| 109 | COMPANHIA TRANSLESTE DE TRANSMISSÃO | 33.420.594,47 |
| 110 | CGI - TRANSMISSORA CAMPINA GRANDE IGARAÇU S.A. | 33.234.874,69 |
| 111 | LINHA DE TRANSMISSÃO CORUMBÁ S.A. | 31.876.664,94 |
| 112 | BRASNORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A | 30.788.097,02 |
| 113 | Iracema Transmissora de Energia S.A. | 29.593.671,36 |
| 114 | SE VINEYARDS TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. | 29.299.993,40 |
| 115 | POTIGUAR SUL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. | 28.576.499,22 |
| 116 | COMPANHIA DE TRANSMISSÃO CENTROESTE DE MINAS | 28.501.811,90 |
| 117 | ARCOVERDE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. | 27.822.969,75 |
| 118 | ARARAQUARA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A | 27.287.503,48 |
| 119 | CAIUÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A | 26.076.154,03 |
| 120 | Uirapuru Transmissora de Energia S.A | 25.999.514,07 |
| 121 | EMPRESA DE TRANSMISSÃO SERRANA S.A | 25.407.518,72 |
| 122 | EDP TRANSMISSÃO S.A. | 25.345.913,39 |
| 123 | SPE SANTA MARIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 25.323.654,34 |
| 124 | EVOLTZ VI - CAMPOS NOVOS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 25.021.415,91 |
| 125 | Transenergia São Paulo S.A. | 24.570.005,05 |
| 126 | EVOLTZ IV - SÃO MATEUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 22.939.743,29 |
| 127 | FRONTEIRA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A | 22.566.943,88 |
| 128 | SE NARANDIBA S.A. | 22.269.018,24 |
| 129 | TRANSMISSORA DE ENERGIA SUL BRASIL S.A. | 22.073.481,29 |
| 130 | INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SUL S.A. | 21.862.162,35 |
| 131 | ENERGISA AMAZONAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 21.704.748,00 |

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
RAP (R$)
Posição Empresa
Ref.: Jun/21

| 132 | INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DE MINAS GERAIS S.A. | 21.692.950,45 |
| --- | --- | --- |
| 133 | MARUMBI TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 21.474.192,76 |
| 134 | EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ESPÍRITO SANTO S.A. - ETES | 20.086.366,42 |
| 135 | EVOLTZ V - LONDRINA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 19.543.516,89 |
| 136 | Marechal Rondon Transmissora de Energia S.A | 19.337.439,60 |
| 137 | INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA TIBAGI S.A. | 19.194.357,95 |
| 138 | LUZIÂNIA-NIQUELÂNDIA TRANSMISSORA S.A | 17.957.623,23 |
| 139 | EVRECY PARTICIPAÇÕES LTDA. | 17.889.819,88 |
| 140 | MARIANA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. | 17.754.450,99 |
| 141 | EMPRESA TRANSMISSORA DE ENERGIA DO NORDESTE S/A | 17.294.157,51 |
| 142 | ENCRUZO NOVO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A | 17.076.977,17 |
| 143 | ATLÂNTICO - CONCESSIONARIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO BRASIL S. A. | 16.542.094,23 |
| 144 | CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA MORRO AGUDO LTDA. | 16.411.994,84 |
| 145 | EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE VÁRZEA GRANDE S.A. - ETVG | 16.363.171,98 |
| 146 | EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO MATO GROSSO S.A. - ETEM | 16.156.769,84 |
| 147 | EVOLTZ VII - FOZ DO IGUAÇU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 16.105.905,91 |
| 148 | NEOENERGIA ATIBAIA TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. | 16.076.842,60 |
| 149 | Pedras Transmissora de Energia S.A | 15.877.965,25 |
| 150 | Empresa Santos Dumont de Energia S.A. | 15.680.217,61 |
| 151 | NEOENERGIA BIGUAÇU TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. | 15.296.960,38 |
| 152 | OURILÂNDIA DO NORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 15.033.823,39 |
| 153 | COSTA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 14.777.564,48 |
| 154 | NEOENERGIA SOBRAL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. | 14.634.241,56 |
| 155 | TRANSENERGIA GOIÁS S.A. | 14.292.066,86 |
| 156 | GUAÍRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 14.094.241,86 |
| 157 | LAGOA NOVA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A | 13.889.600,06 |
| 158 | CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA PIRACICABA LTDA. | 13.285.648,16 |
| 159 | INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAPURA S.A. | 12.990.053,69 |
| 160 | ARTEON Z2 ENERGIA S.A. | 12.745.214,98 |
| 161 | ARTEON Z1 ENERGIA S.A. | 11.266.925,30 |
| 162 | GEOGROUP PARANAITA TRANSMISSORA DE ENERGIA SPE S.A. | 10.908.743,94 |
| 163 | PANTANAL TRANSMISSAO S.A. | 10.179.879,21 |
| 164 | TRANSMISSORA PORTO ALEGRENSE DE ENERGIA S/A | 9.855.853,76 |
| 165 | LIGHT ENERGIA S.A | 9.682.105,40 |
| 166 | EVOLTZ VIII - TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 8.896.278,58 |
| 167 | FIRMINOPOLIS TRANSMISSAO S.A. | 8.765.108,84 |

BRE IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE TRANSMISSÃO ELÉTRICA SOCIEDADE DE PROPÓSITO
168 8.632.084,43
ESPECÍFICO LTDA

| 169 | Coqueiros Transmissora de Energia S.A | 8.222.529,87 |
| --- | --- | --- |
| 170 | SETE LAGOAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 7.951.845,64 |
| 171 | TRANSNORTE ENERGIA S.A | 7.271.778,67 |
| 172 | SÃO GOTARDO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A | 5.962.591,57 |
| 173 | CALDAS NOVAS TRANSMISSÃO S.A. | 5.894.734,19 |
| 174 | BRILHANTE II TRANSMISSORA DE ENERGIA SA | 4.934.807,02 |
| 175 | MEZ 5 ENERGIA LTDA. | 4.757.992,36 |
| 176 | LAGO AZUL TRANSMISSÃO S.A. | 4.705.476,56 |
| 177 | ENERGISA PARÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA II S.A. | 3.359.004,86 |

TOTAL 31.894.567.810,61

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
129. O Anexo I apresenta, por contrato de concessão, os resultados consolidados das
atualizações das Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão de energia elétrica com
vigência a partir de 1º de julho de 2021. Além disso, nos Anexos II e III são apresentados, de maneira
detalhada, os encargos de conexão de DIT de uso exclusivo de distribuidoras e de DIT de uso exclusivo de
geradores e consumidores, respectivamente.
130. Os valores das Receitas Anuais Permitidas de concessionárias de transmissão licitadas que
entrarão em operação comercial durante do período 2021-2022 são apresentados no Anexo IV.
131. Os valores das Receitas Anuais Permitidas das instalações de transmissão licitadas e
autorizadas previstas para entrarem em operação comercial ao longo do período 2021-2022 são
apresentados no Anexo V.
132. No Anexo VI são apresentados, por contrato de concessão, os valores da Parcela de Ajuste
para o período 2021-2022.
133. Os valores dos encargos de conexão referente ao custeio das ICG e IEG são apresentados
no Anexo VII.
134. No Anexo VIII são apresentadas as parcelas de RAP referentes às Interligações
Internacionais com suas respectivas Parcelas de Ajuste.
135. As transmissoras que, de acordo com seus respectivos contratos de concessão, não têm o
valor referente ao dispêndio com PIS/Pasep e Cofins incluídas em sua RAP estão listadas no Anexo IX.
136. Devido à necessidade de informar o detalhamento dos ativos de transmissão com as
respectivas receitas, são apresentados no Anexo X, em planilhas eletrônicas, os ativos das concessionárias
de transmissão com as respectivas receitas associadas em operação até 30 de junho 2021, bem como as
instalações previstas para entrarem em operação durante o ciclo 2021-2022, e a lista dos ativos de
conexão associados aos usuários e encargos a serem pagos.
137. As instalações contidas no Anexo X estão em planilhas eletrônicas e representadas de
acordo com classificação disposta pela Resolução Normativa ANEEL nº 67, de 2004, contemplando tanto
as instalações integrantes da Rede Básica e Rede Básica Fronteira, quanto àquelas classificadas como
Demais Instalações de Transmissão.
138. No Anexo XI são apresentadas as planilhas utilizadas no cálculo da PA, as geradas pelo
SIGET, bem como planilhas auxiliares para conferência dos cálculos realizados no reajuste.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
139. Leis nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; nº 9.074, de 7 de julho de 1995; nº 9.427, de 26
de dezembro de 1996; nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999; e nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013;
Resoluções Normativas nº 67, de 8 de junho de 2004; nº 68, de 8 de junho de 2004; nº 320, 11 de junho
de 2008; nº 905, de 8 de dezembro de 2020; nº 906, de 8 de dezembro de 2020; Contratos de Concessão

da Nota Técnica nº 149/2021 – SGT/ANEEL, de 05/07/2021.
de Transmissão; Submódulos 9.1, 9.3, 9.7 e 10.4 dos Procedimentos de Revisão Tarifária – Proret.
V - DA CONCLUSÃO
140. Diante do exposto, concluímos pelo estabelecimento das Receitas Anuais Permitidas
visando remunerar a disponibilização das instalações de transmissão sob responsabilidade de
concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica, para o período de 1º de julho de
2021 a 30 de junho de 2022, conforme os anexos desta Nota Técnica.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
141. Desta forma, recomendamos a publicação de Resolução Homologatória que estabeleça as
Receitas Anuais Permitidas pela disponibilização das instalações de transmissão sob responsabilidade de
concessionárias de transmissão de energia elétrica, com vigência a partir de 1º de julho de 2021, conforme
Anexos I a IX desta Nota Técnica.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
JORGE CAETANO PEREIRA JÚNIOR WENDELL CASSEMIRO DA SILVA
Especialista em Regulação Técnico Administrativo
(Assinado digitalmente)
DENIS PEREZ JANNUZZI
Especialista em Regulação
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária