DSP - DESPACHO 1425/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Conhece dos pedidos de reconsideração apresentados tempestivamente contra o resultado da Resolução Homologatória ANEEL 2.895, de 13 de julho de 2021, retificada pela Resolução Homologatória ANEEL 2.959, de 5 de outubro de 2021, conforme condições detalhadas; aprova a variação da Receita Anual Permitida – RAP das concessionárias de transmissão, decorrente da análise dos pedidos de reconsideração e das correções efetuadas pela Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, listadas na Nota Técnica SGT/ANEEL 082 de 2022; aprova os anexos à Nota Técnica citada; e determina que as alterações ocorram no reajuste anual das receitas do ciclo 2022-2023, com o correspondente reajuste nos valores.
Assunto: Pedido de reconsideração
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-06-07
Autor: ANEEL

19ª Reunião Pública Ordinária
31/05/2022
VOTO
PROCESSO: 48500.000375/2021-06.
INTERESSADOS: Concessionárias de transmissão de energia elétrica
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra.
RESPONSÁVEL: Diretoria
ASSUNTO: Requerimentos interpostos em face da Resolução Homologatória nº 2.959/2021, que
conheceu e deu provimento aos Pedidos de Reconsideração das Receitas Anuais Permitidas (RAP)
estabelecidas por meio da Resolução Homologatória nº 2.895/2021 e Pedidos de Reconsideração
interpostos em face da Resolução Homologatória nº 2.895/2021, que estabeleceu as RAP pela
disponibilização das instalações sob responsabilidade de concessionárias de serviço público de
transmissão de energia e deu outras providências.
I – RELATÓRIO
1. A Resolução Homologatória (REH) nº 2.895, de 13 de julho de 2021, fixou a Receita Anual
Permitida (RAP) para o ciclo 2021-2022 das concessionárias de transmissão para o período de 1º de julho
de 2021 a 30 de junho de 2022, dentre outras disposições.
2. Em face da REH nº 2.895/2021 protocolaram Pedido de Reconsideração diversas
concessionárias de transmissão1.
3. Em 26 de julho de 2021, na 29ª Sessão de Sorteio Público Ordinário, o processo foi
distribuído à minha relatoria.
4. Por meio da REH nº 2.959, de 5 de outubro de 2021, a ANEEL conheceu e deu provimento
1
Sicnet: 48513.019692/2021-00, 48513.020208/2021-00, 48513.020328/2021-00, 48513.020321/2021-00, 48513.020325/2021-00,

| 48513.020304/2021-00, | 48513.020308/2021-00, | 48513.020305/2021-00, | 48513.020309/2021-00, | 48513.020326/2021-00, |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| 48513.020258/2021-00, | 48513.020260/2021-00, | 48513.020281/2021-00, | 48513.020301/2021-00, | 48513.020253/2021-00, |
| 48513.020346/2021-00, | 48513.022809/2021-00, | 48513.020341/2021-00, | 48513.022818/2021-00, | 48513.020338/2021-00, |
| 48513.020334/2021-00, | 48513.020332/2021-00, | 48513.020350/2021-00, | 48513.020361/2021-00, | 48513.020357/2021-00, |
| 48513.020356/2021-00, | 48513.020363/2021-00, | 48513.020344/2021-00, | 48513.022864/2021-00, | 48513.020349/2021-00, |
| 48513.020352/2021-00, | 48513.020354/2021-00, | 48513.020355/2021-00, | 48513.020358/2021-00, | 48513.020360/2021-00, |
| 48513.020359/2021-00, | 48513.020362/2021-00, | 48513.020364/2021-00, | 48513.020365/2021-00, | 48513.020367/2021-00, |
| 48513.020378/2021-00, | 48513.020376/2021-00, | 48513.020379/2021-00, | 48513.020370/2021-00, | 48513.020375/2021-00, |
| 48513.020369/2021-00, | 48513.020371/2021-00, | 48513.020372/2021-00, | 48513.020373/2021-00, | 48513.020374/2021-00, |

48513.020327/2021-00, 48513.020353/2021-00, 48513.020366/2021-00 e 48513.020368/2021-00.
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aos Pedidos de Reconsideração em face da REH nº 2.895/2021 analisados até aquela oportunidade e fixou
analisadas2
que as alterações na RAP das empresas teriam efeitos retroativos à 1º de julho de 2021.
5. Em face da REH nº 2.959/2021 algumas empresas3 protocolaram requerimento
administrativo.
emitiu4
6. Em 26 de maio de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) sua análise e
recomendações em relação aos pleitos encaminhados pelas empresas em face da REH nº 2.895/2021 e
da REH nº 2.959/2021.
II – FUNDAMENTAÇÃO
7. Trata-se da análise dos Pedidos de Reconsideração protocolados em face da REH nº
2.895/2021. Em razão de serem vários os Pedidos de Reconsideração, optei por dividir a análise em duas
partes.
2 Interligação Elétrica do Madeira S.A. (IeMadeira), Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (ABRATE),
Interligação Elétrica Garanhuns S.A. (IeGaranhuns), Equatorial Transmissora 4 SPE S.A (EQTL 04), Equatorial Transmissora 6 SPE S.A (EQTL
06), Equatorial Transmissora 7 SPE S.A (EQTL 07), Equatorial Transmissora 8 SPE S.A (EQTL 08), Integração Transmissora de Energia S.A.
(Intesa), Empresa de Transmissão de Várzea Grande S.A. (ETVG), Empresa de Transmissão do Espírito Santo S.A. (ETES), Empresa de
Transmissão do Mato Grosso S.A. (ETEM), Empresa Transmissora Agreste Potiguar S.A. (ETAP); Cemig Geração e Transmissão S.A (Cemig GT),
Interligação Elétrica Aguapeí S.A. (IeAguapeí), Furnas Centrais Elétricas S.A. (Furnas), Copel Geração e Transmissão S.A (Copel), Companhia
de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil (CGT Eletrosul), Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia
Elétrica (CEEE-GT), EDP Transmissão S.A. (EDP T), EDP Transmissão MA II S.A. (EDP MA II), Evrecy Participações Ltda. (Evrecy), Interligação
Elétrica Itaquerê S.A. (IeItaquere), Centrais Elétricas do Norte do Brasil (Eletronorte), Ourilândia do Norte Transmissora de Energia Ltda.
(ONTE), Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista S.A. (CTEEP), Empresa Transmissora Baiana S.A. (ETB), Transmissora
Matogrossense de Energia S.A. (TME), Cachoeira Paulista Transmissora de Energia S.A. (CPTE), Vila do Conde Transmissora de Energia S.A.
(VCTE), LT Triângulo S.A. (LTT), Jauru Transmissora de Energia S.A. (JTE), Pedras Transmissora de Energia S.A. (Pedras), Linha de Transmissão
Corumbá S.A. (LTC); Coqueiros Transmissora de Energia S.A. (Coqueiros), Brilhante Transmissora de Energia S.A. (Brilhante), Encruzo Novo
Transmissora de Energia S.A. (Encruzo), Caiuá Transmissora de Energia S.A. (Caiuá), Serra de Ibiapaba de Energia S.A. (SITE), Integração
Maranhense Transmissora de Energia S.A (Maranhense), Parintins Amazonas Transmissora de Energia (PATE), Brilhante II Transmissora de
Energia S.A. (Brilhante II), Cantareira Transmissora de Energia S.A (Cantareira), Interligação Serra do Japi S.A. (IeJapi), Interligação Elétrica
Pinheiros S.A. (IePinheiros), Interligação Elétrica Sul S.A. (Iesul), Interligação Elétrica de Minas Gerais S.A. (IeMG), Afluente Transmissão de
Energia Elétrica S.A. (Afluente), SE Narandiba S.A. (Narandiba), Potiguar Sul Transmissão de Energia S.A. (Potiguar Sul), Atibaia Transmissão
de Energia S.A. (Atibaia), Biguaçu Transmissão S.A. (Biguaçu), Nova Porto Primavera – Rio Brilhante S.A. (Neoenergia Dourados), Sobral
Transmissão de Energia S.A (Sobral), Interligação Elétrica Itapura S.A. (IeItapura), Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A (TAESA),
Nordeste Transmissora de Energia S.A. (NTE), São Pedro Transmissora de Energia S.A. (São Pedro), Odoya Transmissora de Energia S.A.
(Odoya), Transmissora José Maria de Macedo Eletricidade S.A. (JMM), Esperanza Transmissora de Energia S.A., Arteon Z1 Energia S.A. e
Companhia Hidrelétrica do São Francisco (CHESF).
3
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista S.A. (CTEEP), Interligação Elétrica Evrecy S.A., Interligação Elétrica Aguapeí S.A.,
Interligação Elétrica Biguaçu S.A., Interligação Elétrica Itapura S.A., Interligação Elétrica Itaquerê S.A., Interligação Elétrica Itaúnas S.A.,
Interligação Elétrica Serra do Japi S.A., Interligação Elétrica Pinheiros S.A., Interligação Elétrica Sul S.A., Interligação Elétrica Tibagi S.A.,
Interligação Elétrica Minas Gerais S.A, Interligação Elétrica Norte Nordeste S.A., Argo III Transmissão de Energia S.A., Companhia Estadual de
Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-T) e Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil (CGT Eletrosul).
4
Nota Técnica nº 082/2022-SGT/ANEEL, Sicnet nº 48581.001541/2022-00.
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8. A primeira parte dos Pedidos de Reconsideração foram avaliados, conhecidos e tiveram
provimento. Essa parte cuidava apenas os Pedidos de Reconsideração em que havia valores a serem
retificados por erro material e foram reconhecidos na REH 2.959/2021.
9. Neste voto, trago para consideração da Diretoria a segunda parte dos Pedidos de
Reconsideração em face da REH nº 2.895/2021 em que há análise de mérito a ser realizada.
Adicionalmente, trago requerimentos que foram protocolados em face da REH 2.959/2021.
10. Para a análise da segunda parte dos Pedidos de Reconsideração, em função da quantidade
de pedidos e da necessidade da ANEEL deliberar o processo antes da definição das RAPs das empresas
para o ciclo 2022/2023, que se inicia em 1º de julho de 2022, a SGT contou com o apoio de profissionais
das Superintendências de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição (SCT), de
Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE) de Regulação Econômica e Estudos do Mercado (SRM) e de
Regulação dos Serviços de Transmissão (SRT).
11. Registro meus agradecimentos à esses profissionais que, além de desempenharem suas
funções ordinárias na ANEEL, tiveram a compreensão e deslocaram parte razoável de sua agenda para
que esse processo pudesse ser deliberado tempestivamente. Esses profissionais, servidores públicos,
mostraram que a ANEEL, além de possuir um quatro qualificado, possui pessoas comprometidas a prestar
um serviço público de qualidade.
12. Por esse motivo, faço questão de registrar neste voto nominalmente esses servidores:
Denis Jannuzzi, Wendell Cassemiro, André Neves e Vinicius Rodovalho (SGT), Mateus Ferreira (SRM),
Richard Damas (SFE), Benedito Cruz (SRT) e Augusto Felix (SCT).
13. Realizado esse registro, passo para a análise de mérito dos Pedidos de Reconsideração
estruturados nas seções a seguir.
II.1 Ajustes gerais do banco de dados do Sistema de Gestão da Transmissão (SIGET)
14. Durante a fase de levantamento dos Pedidos de Reconsideração a SGT verificou que uma
quantidade significativa dos pedidos estava associada a erros no banco de dados do SIGET. Dessa forma,
um dos primeiros trabalhos realizados foi o tratamento dessa base de dados.
15. O resultado foi materializado pelo carregamento, novamente, de dados encaminhados
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pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), pela execução de rotinas de consistência de dados e
por uma quantidade expressiva de ajustes diretamente no banco de dados do SIGET como a reconciliação
de dados de cadastramento de receitas e Termo de Liberação (TL), a revisão de informações da base de
apuração do ONS e a correção de tratamentos equivocados no reajuste de algumas receitas.
II.2 Revisões autotutelares realizadas pela área técnica
16. No decurso da análise dos Pedidos de Reconsideração a SGT identificou situações em que
o resultado aprovado pela REH nº 2.895/2021 deveria ser corrigido devido: (i) a consideração de TL já
emitidos, (ii) a reclamação de transmissora em processo de homologação de tarifas de distribuidoras, (iii)
a identificação de atos retificadores e/ou definidores de receitas ou Parcela de Ajuste (PA); (iv) a
consideração antecipada de TL que comprovavam operação até junho de 2021; (v) a identificação de
operação cadastrada equivocadamente; e (vi) análise de questionamentos de transmissora.
17. Em cada um desses casos, a SGT apresentou suas razões para o acatamento ou negativa
dos casos apresentados. Neste voto faço ponderações gerais dos casos apresentados, agregados
conforme as características do ajuste.
II.2.1 Inclusões e revisões de receitas e PA em função de TL emitidos.
18. Com o ajuste nos dados dos TL realizados na fase de tratamento do banco de dados do
SIGET, foi verificada a necessidade de correção de várias receitas. Esse fato ocorreu de forma geral, quando
verificado que o TL não havia sido carregado, carregado com dados errados ou carregado
intempestivamente. A SGT fez as considerações em cada caso à medida de verificação dos pleitos dos
agentes. A seguir apresento alguns eventos de correção efetuada.
19. A SGT identificou a que a obra relativa à "substituição do BCS 500 kV na SE Gurupi - LT Gurupi
- Serra da Mesa C1 por um BCS 500 kV P=286 Mvar e IN = 2.000 A", sob responsabilidade de Furnas e IdeRct
(código da receita) 107766, entrou em operação em 11/11/2020. Contudo, à época do processamento
ordinário do reajuste, tal identificação não foi possível devido aos TLDONS/371/11/2021 e
TLDONS/373/11/2021 não estarem cadastrados no SIGET. Após seu cadastramento, as receitas foram
consideradas ativas na versão final das receitas.
20. Em um caso particular, a transmissora PPTE (Contrato de concessão nº 009/2005) teve o TLR
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emitidos para a SE N. P. PRIMAVERA com vigência temporária entre 17/12/2019 a 01/05/2020 e os
respectivos TLD emitidos, a partir de agosto de 2020, com diversas datas diferentes, conforme o
equipamento. Contudo, a SGT observou que entre o fim de vigência do TLR e a data de entrada em
operação que consta no TLD, a PPTE não teria direito a receber RAP referente a essas obras. Entretanto, as
receitas recebidas indevidamente foram contabilizadas pelo ONS no mês de julho de 2020 e, por falha no
processamento da PA Apuração do atual ciclo da RAP, tais receitas foram devolvidas à transmissora. Para
alinhar esse resultado com os devidos direitos da transmissora, a SGT procedeu o recálculo da respectiva
PA Apuração.
21. Ainda, algumas inconsistências em PA Apuração foram identificadas pela SGT em função da
entrada em operação das respectivas instalações em junho de 2021, o que também ocorre em função de
falha de processamento nesses casos.
Tabela 1. Correções nas datas de entrada em operação comercial de módulos.

Concessionária Contrato Grupo de Parcela de Ajuste (Ref.
equipamento Jun/21)

| EDTE | 015/2016 | RB | 166.045,03 |
| --- | --- | --- | --- |
| Miracema | 017/2016 | RB | 37.545,15 |
| GSTE | 011/2017 | RB | 214.741,71 |
| CGI | 041/2017 | RB | 88.393,40 |
| Cemig-GT | 006/1997 GRP NEVES 1 - CEMIG- | 110.145,38 |  |

D
22. Por fim, foram realizadas correções nas datas de entrada em operação comercial de alguns
módulos, para refletir corretamente o que consta nos respectivos TLs emitidos pelo ONS. Nos casos
identificados pela SGT, as datas consideradas eram posteriores às datas devidas. Assim, foram devidas PA
em favor das transmissoras, conforme a Tabela 1.
II.2.2 Identificação de usuários exclusivos de equipamentos.
23. A SGT indicou que na construção de custos de transporte de energia nos processos tarifários
das distribuidoras Neoenergia Distribuição Pernambuco (CELPE) e Equatorial Alagoas Distribuidora de
Energia S.A. (EQUATORIAL AL) foi identificado, pelas transmissoras BRE e BRE 3, a falta de definição das
respectivas distribuidoras como usuárias exclusivas de alguns equipamentos. Assim, a SGT realizou os
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ajustes apresentados na Tabela 2.
Tabela 2. Ajustes no usuário CELPE e EQUATORIAL AL.

IdeM Grupo Equipamento Grupo Equipamento Usuário
Módulo

dl (REH nº 2.895/2021) (pós revisão) (pós revisão)
EL 69 kV LAGOA DO GRP LAGOA CARRO - GRP LAGOA CARRO -
32044 CELPE

CARRO DIST4 XXXXXX CELPE
EL 69 kV LAGOA DO GRP LAGOA CARRO - GRP LAGOA CARRO -
32043 CELPE

CARRO DIST3 XXXXXX CELPE
EL 69 kV LAGOA DO GRP LAGOA CARRO - GRP LAGOA CARRO -
32042 CELPE

CARRO DIST2 XXXXXX CELPE
EL 69 kV LAGOA DO GRP LAGOA CARRO - GRP LAGOA CARRO -
32041 CELPE

CARRO DIST1 XXXXXX CELPE
EL 69 kV SANTANA II GRP SANTANA II - GRP SANTANA II - EQUATORIAL
34100

DIST2 XXXXXX EQUATORIAL AL AL
EL 69 kV SANTANA II GRP SANTANA II - GRP SANTANA II - EQUATORIAL
34099

DIST1 XXXXXX EQUATORIAL AL AL
II.2.3 Inclusão e revisão de PA em função de atos previamente emitidos.
24. A SGT identificou que não incluiu a PA definida no art. 2º da REH nº 10.228/2021 para a
COPEL GT. Assim, após a devida atualização monetária, foi incluída PA relativa ao "seccionamento da Linha
de Transmissão 230 kV Cascavel - Foz do Iguaçu Norte na Subestação Medianeira", no valor de R$
737.929,74.
25. Ainda, por meio do Despacho nº 303/2021, a ANEEL autorizou à transmissora Intesa integrar
antecipadamente o banco capacitor série, 203,51 Mvar, da subestação Gurupi, referente a LT 500 kV
Gurupi – Peixe 2. Assim, a SGT levantou os direitos não devidamente recebidos pela transmissora e
cadastrou PA no valor de R$ R$ 717.152,97 no ciclo 2021-2022.
II.2.4 Ajustes em função de atos retificados.
26. Com a publicação do Despacho nº 885/2022 foram retificadas informações de atos
autorizativos de reforços em instalações de transmissão de energia elétrica. Assim, tais ajustes
classificatórios foram considerados na análise desses pedidos de reconsideração.
27. Ainda, a REH nº 11.279/2022, alterou o valor da PA relativa ao custo de O&M estabelecido
pela REA 10.032/2021 para a transmissoras Ourilândia do Norte Transmissora de Energia Ltda. (ONTE).
Dessa forma, tal retificação foi considerada na análise dos recursos à REH nº 2.895/2021.
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II.2.5 Revisão antecipada de regularizações de ativos
28. Um dos pleitos mais recorrentes das transmissoras está relacionado com a regularização de
dados de ativos. Tais pedidos incluem alteração de nomenclatura de ativos, reclassificação de uso,
alterações de dados técnicos, entre outros. A análise da repercussão geral das referidas demandas será
apresentada mais adiante neste voto. Contudo, antecipando, a SGT realizou alguns ajustes no âmbito da
presente análise. Foram processados ajustes de regularização nas subestações Bauru, Baguaçu, Getulina,
Ibitinga, Mirassol II, Rondonópolis, Sinop, Sorriso e Sumaré.
29. A SGT salienta que algumas adequações relacionadas às instalações das SE Bauru, Ibitinga,
Rondonópolis e Sumaré não puderam ser concluídas nesse processo e serão analisadas, elencadas e
aplicadas no próximo reajuste. Ademais, adiantando o que será melhor esclarecido mais adiante neste
voto, os demais pleitos encaminhados pelos agentes serão objeto de análise em processo específico.
II.2.6 Análise de questionamentos informais.
30. A SGT informou ter recebido questionamentos informais do Grupo Energisa em reunião
realizada em 4 de agosto de 2021. A seguir, resumo dos questionamentos.
(i) Devolução de PV via PA Apuração;
(ii) Devolução de Receita retroativa da Energisa PA I, via PA Apuração;
(iii) Duas instalações classificadas como RBNI na lista de módulos da Energisa AM seriam RBL;
(iv) Havia receitas RBNIA nas receitas permitidas (ANEEL) na PA Apuração da Energisa AM; e
(v) No AVC de julho, já no ciclo 2021/2022, a PA de fronteira não foi considerada pelo ONS.
31. Em síntese, os quatro primeiros questionamentos foram recepcionados como recursos
providos e ajustados no resultado do ciclo. O último item, por estar fora do escopo do presente processo,
foi desconsiderado pela SGT.
II.3 Revisão dos ajustes em função de equipamentos substituídos e/ou desativados
32. A transmissora CTEEP indicou a existência de receitas duplicadas na homologação da RAP
para o ciclo 2021-2022. Em face desse questionamento, a SGT observou não ter realizado adequadamente
a verificação de substituições por ocasião da determinação original da RAP para o ciclo 2021-2022.
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33. Dessa forma, com auxílio da SCT e da SRM, foram identificados vários atos cuja exclusão e
compensação de receitas necessitavam de atenção. Ainda, com o apoio da SFE, foram verificados também
TLs emitidos pelo ONS, mas não cadastrados no SIGET, e que também tratavam de substituições.
34. Cabe salientar, nesses casos, que o valor do custo operacional (O&M) associado a cada
equipamento retirado de operação comercial 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. Nos casos
de equipamentos substituídos parcialmente, a receita somente foi diminuída quando definida receita de
O&M no ato de substituição. Quando se referia à substituição parcial sem definição de O&M proporcional,
não foi reduzida a parcela de tal receita.
35. Com relação ao componente econômico da Portaria nº 120/2016, a regra define que o
cancelamento de receitas deve considerar a vida útil remanescente do módulo desativado, pois, da mesma
forma que ocorre com os custos operacionais, o montante total desse componente é rateado pelos
módulos da concessionária com base no Valor Novo de Reposição (VNR). Todavia, quando da identificação
de eventuais desativações e/ou transferência de ativos verificada na análise original da RAP, a SGT
observou ter realizado a retirada integral de tal componente, o que trouxe, nesses casos, redução indevida
e/ou desproporcional às transmissoras. Assim, além do levantamento de redução do componente
econômico da Portaria 120/2016 proveniente das substituições não processadas quando da análise inicial
do ciclo corrente da transmissão, a SGT procedeu com a redefinição de ajustes processados por meio da
REH nº 2.895/2021.
36. Registra-se que o componente financeiro da PRT nº 120/2016 não foi cancelado, pois tratase da remuneração de um serviço já prestado, sendo, portanto, re-rateado pelos demais módulos da
transmissora, sendo excluída tão-somente a participação do equipamento substituído e/ou desativado do
referido rateio.
37. Cabe salientar que a CEMIG-GT se posicionou contraria à exclusão da parcela de O&M
relativa à Portaria nº 579/2012, com uso da metodologia DEA. Resumidamente, a transmissora alega que
falta proporcionalidade entre os custos operacionais do equipamento substituto, bem como que a parcela
de receita cancelada não guarda relação direta com a realidade da concessionária.
38. O pleito da CEMIG-GT, nesse sentido, já foi apreciado por ocasião da análise dos recursos
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apresentados à RAP do ciclo 2020-2021, quando a SGT esclareceu que a receita autorizada para os
equipamentos substitutos é provisória e será redefinida na primeira revisão subsequente à sua entrada em
operação comercial. Assim, no momento da revisão, os custos operacionais serão calculados com base no
modelo DEA e a receita retroagirá até a data de entrada em operação, motivo pelo qual, não cabe atender
a esse pleito em âmbito recursal. Dessa forma, acato o entendimento da SGT e da relatoria do recurso da
RAP, ciclo 2020-2021, de modo a indeferir o pleito específico da CEMIG-GT.
39. Assim, a SGT apresentou cálculo detalhado, por equipamento, para fins de apuração de
ajustes em função de substituições de ativos e as tabelas 4 e 6 da análise constante na Nota Técnica nº
082/2022-SGT/ANEEL trazem os valores agregados por grupo de equipamento, que correspondem às PA
efetivamente cadastradas para atendimento desse item.
II.4 Revisão da diferença da DIT de Uso Exclusiva entre a REH nº 2.725/2020 e o DSP nº 1.698/2021
40. As transmissoras CEEE, CEMIG-GT, COPEL e Furnas informaram a existência de erro material
no cálculo da PA Outros Ajustes que captura a diferença das RAP de DIT de uso exclusivo entre a REH nº
2.725/2020 (RAP ordinária estabelecida para o ciclo 2020-2021) e o Despacho nº 1.698/2021 (resultado do
recurso à REH nº 2.725/2020). Assim, a SGT estabeleceu repercussão geral para o caso e revisou todo o
cálculo realizado para a definição de tal ajuste, definido pela REH nº 2.895/2021.
41. Foi verificado que o erro estava no fato de ter sido realizado o cálculo de tal ajuste
considerando todos os equipamentos existentes e não apenas os equipamentos ativos, como deveria ter
ocorrido. Assim, a área técnica revisou o referido ajuste, salientando que foram poucos grupos de
equipamentos efetivamente afetados. A Tabela 3 apresenta o resultado.
Tabela 3. Revisão da diferença da DIT de Uso Exclusiva entre a REH nº 2.725/2020 e o DSP nº 1.698/2021.
valor original

Concessionária Contrato Nome de Grupo valor final (R$)
(R$)

| CTEEP | 059/2001 GRP 88 kV APARECIDA SP | 246.239,65 | 245,85 |
| --- | --- | --- | --- |
| CHESF | 061/2001 GRP BANABUIU - LIBRA | -335.629,27 | 304,43 |
| CEEE-GT | 055/2001 GRP 23 kV C.INDUSTRIAL RS | 2.434.732,84 | 530,86 |
| CEEE-GT | 055/2001 GRP C. INDUSTRIAL - RGE SUL | 3.251.004,61 | 8.510,78 |
| CTEEP | 059/2001 GRP 69 kV DRACENA SP | 2.088.917,55 | 6.839,24 |
| CTEEP | 059/2001 GRP 13,8 kV DRACENA SP | 228.880,31 | 316,50 |

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ELETRONORTE 058/2001 GRP TUCURUI VILA - CELPA -235.574,30 54.479,47
CEMIG-GT 006/1997 GRP NEVES 1 - CEMIG-D -725.027,95 -456.300,68
FURNAS 016/2012 GRP 138 kV ZONA OESTE RJ 8.628,77 0,00
II.5 Revisão da PA relativa às Instalações Autorizadas sem RAP prévia
42. Por ocasião da REH nº 2.895/2021 foram estabelecidas PA em função de Instalações
Autorizadas sem RAP prévia e cujas obras tiveram a parcela de RAP estabelecida pela SCT, conforme
consta na Nota Técnica nº 366/2021-SCT/ANEEL e homologadas pela REH nº 2.892, de 6 de julho de 2021.
Esses ajustes 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).
43. Contudo, a SGT verificou que (i) o cálculo original definiu datas equivocadas para alguns
equipamentos; e (ii) a REH nº 2.988, de 7 de dezembro de 2021, retificou o resultado de REH nº
2.892/2021, o que afeta os valores calculados originalmente. Dessa forma, a SGT definiu repercussão geral
para a questões e retificou as PA originais. A memória de cálculo foi incluída no processo.
II.6 Retificações nos processos de revisão da RAP
44. No final de sua análise técnica, a SGT indicou que o resultado das revisões de receitas das
transmissoras prorrogadas pela Lei nº 12.783/2013 e das revisões de reforços e melhorias homologadas
pela REH nº 2.882/2022 sofreram ajustes. Assim, as receitas e as PA estabelecidas foram ajustas no banco
de dados do SIGET. Além disso, a área técnica efetivou o cálculo da diferença desses resultados e seus
valores originais para o ciclo 2020-2021 e 2021-2022 e cadastrou como parcela de ajuste no ciclo corrente.
Como descrito pela SGT, as adequações decorrentes desses ajustes se refletirão na PA Apuração do ciclo
2022/2023.
II.7 Regularidade da PA relativa à suspensão de Pagamento Base
45. Na análise dos pleitos individuais chamou atenção o fato das transmissoras ARGO e ARGO
III terem reclamado de eventual duplicidade de desconto relativo à suspensão de Pagamento Base.
Argumentam as transmissoras que "os descontos referentes a esta suspensão (Pagamento Base da FT CS
167 / -87 Mvar JI-PARANA 1 RO) já foram aplicados ao longo do Ciclo 2020/2021, nos AVCs emitidos para
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a ARGO III, referentes aos meses de abril e maio de 2021, e, ainda assim, no detalhamento da PA Outros
Ajustes – Suspensão PB, estes valores são reaplicados em desfavor da concessionária para o Ciclo
2021/2022, gerando indevida duplicidade neste desconto. "
46. Essas suspensões de Pagamento Base ocorrem em função do estabelecido 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. Assim, como corroboram as transmissoras,
o desconto processado pelo ONS seria devido, mas não aquele homologado pela REH nº 2.895/2021.
Todavia, como mencionado pela SGT na Nota Técnica nº 149/2021-SGT/ANEEL5:
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.
47. Dessa forma, como também entende a SGT em sua revisão técnica, as Parcelas de Ajuste
relativas à Suspensão de Pagamento Base são devidas, não devendo prosperar o pleito das transmissoras
ARGO e ARGO III.
II.8 Revisões de dados da lista de módulos em função de pedidos para regularização de ativos
48. Outro pleito recorrente entre as transmissoras, como comentado anteriormente, foi a
necessidade de avaliação de sugestões de ajustes gerais na lista de módulos. Essa questão foi encaminhada
para a SCT, responsável pela análise das questões suscitadas e, à exceção das antecipações de ajustes já
apresentados neste voto, foi aberto processo específico para análise dos referidos pleitos – processo
48500.005612/2021-17.
5 Sicnet nº 48581.001043/2021-00.
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49. Dessa forma, os pleitos gerais relacionados com regularizações de ativos foram negados
pela SGT, ficando a referida análise a cargo da SCT.
II.9 Divergências quanto à atualização das Parcelas de Ajustes
50. Foram apresentados ainda diversos questionamentos relacionados com a forma de
atualização das Parcelas de Ajuste.
51. As transmissoras EATE e ENTE reclamaram da utilização de índice de inflação diferente
daquele pactuado no contrato de concessão. Nesse sentido, após verificar a veracidade da informação, a
SGT acatou o referido pleito.
52. Por sua vez, Furnas e Chesf reclamaram da atualização de Parcelas de Ajuste relacionadas
com a PA Revisão da Base Incremental (Retroatividade e Postergação) e PA Anuidade relativa às melhorias
de pequeno porte. Nesse sentido, tendo por base a retificação6 realizada dos referidos processos de revisão
das transmissoras prorrogadas, o resultado deve estar refletido no processo conduzido pela área técnica.
53. As transmissoras BMT e Neoenergia Sobral realizaram discussões sobre a metodologia de
atualização das Parcelas de Ajuste, solicitando a aplicação de atualização "mensal" em vez de "anual".
Contudo, desde o Ciclo Tarifário 2013-2014, a atualização anual é adotada para todas as concessionárias
em que os contratos de concessão não tenham explicitamente definida outra forma de atualização da
Parcela de Ajuste. Esse procedimento está definido no Submódulo 9.3 do Proret, portanto, no âmbito deste
processo o pleito não pode ser acatado.
II.10 Pedidos fora do escopo da análise
54. Alguns pedidos apresentados fogem ao escopo desta análise. Parte trata de casos concretos
que devem ser tratados em processos específicos, como o pleito da transmissora ONTE para que sejam
considerados os efeitos dos recursos ao Despacho nº 1.498/2021 e Resolução Autorizativa nº 10.032/2021;
parte refere-se a assuntos cuja análise geral do objeto é tratado em outro processo, como a regularização
de ativos, conduzida pela SCT.
55. Cabe salientar que, caso processos que possuam impacto sobre a receita das transmissoras
6 Nota Técnica nº 13/2022-SGT/ANEEL
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sejam apreciados, seu resultado é considerado no processo de reajuste. Contudo, o próprio processo de
reajuste da RAP não é o ambiente de discussão dessas causas. Nesse sentido, a SGT identificou ajustes em
atos da ANEEL e que tinham impacto sobre a RAP do ciclo 2021-2022 e procedeu com a sua devida
consideração nos resultados do recurso, conforme sua instrução. Todavia, devido o objeto ser alheio ao
objeto do presente processo, quando identificado pela área técnica, o mesmo foi negado.
II.11 Resultados da análise dos Pedidos de Reconsideração
56. A SGT indicou que foram apresentados 163 pleitos por 50 agentes diferentes. No total, 104
pleitos foram acatados, 13 pleitos foram acatados parcialmente e 46 foram negados. Além disso, 3 agentes
não tiveram seus pedidos de reconsideração reconhecidos, dada a intempestividade de sua apresentação.
Contudo, foram analisados os referidos méritos e, dos 6 pleitos apresentados por esses 3 agentes, 2 foram
acatados e 4 negados. Por fim, o Grupo Energisa encaminhou 5 questionamentos informais ao resultado
da RAP. Como apresentado neste voto, 4 foram acatados e 1 negado. De todos os pedidos de
reconsideração negados, aproximadamente um quarto estão relacionados com regularização de ativos, o
que será apreciado no processo 48500.005613/2021-61.
57. Por fim, como resultado das análises dos Pedidos de Reconsideração, as alterações
propostas pela SGT e que acatei neste voto resultaram em uma variação de 0,21% quando consideradas
as receitas e parcelas de ajuste fixadas pela REH nº 2.959/2021 e a análise dos recursos apresentados.
III – DIREITO
58. Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos legais e normativos: Lei nº 8.987, de
13 de fevereiro de 1995; Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; Lei
nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999; Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; Resoluções Normativas
nº 67 e nº 68, ambas de 8 de junho de 2004; Resolução Normativa nº 320, de 11 de junho de 2008;
Resolução Normativa ANEEL nº 905, de 8 de dezembro de 2020; e Procedimentos de Regulação Tarifária
(Proret).
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IV – DISPOSITIVO
59. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.000375/2021-06, voto por:
(i) conhecer dos Pedidos de Reconsideração interpostos tempestivamente em face da
Resolução Homologatória nº 2.895 de 2021;
(ii) dar provimento aos Pedidos de Reconsideração interpostos pela ABRATE, Arteon Z1,
Grupo EDP, ETVG, Ie Garanhuns, Ie Madeira, Mantiqueira, MGE, Grupo Quantum, Grupo CELEO,
ETAP, ETB, ETC, ETEM, ETES, Macapá, MEZ 5, TPE, LTTE, Grupo Equatorial;
(iii) dar provimento parcial aos Pedidos de Reconsideração interpostos pelo Grupo
ARGO, Arteon Z2, CEEE, CEMIG-GT, CGT Eletrosul, COPEL-GT, Concessionárias TBE, Furnas, Grupo
TAESA (pleito das transmissoras TAESA, NTE e São Pedro), Grupo Neoenergia, CTEEP, Eletronorte,
Chesf, Evrecy, IE Itapura, IE Itaquere, IE Japi, IE MG, IE Pinheiros, IE Sul, IE Tibagi, ONTE, TME, IE
Aguapeí, IENNE;
(iv) negar provimento aos Pedidos de Reconsideração interpostos pela CELG-GT, IE
Biguaçu, IE Itaúnas, PBTE, GSTE;
(v) aprovar a variação da Receita Anual Permitida (RAP) das concessionárias de
transmissão, decorrente da análise dos Pedidos de Reconsideração e das correções efetuadas pela
Superintendência de Gestão Tarifária (SGT), listadas na Nota Técnica nº 082/2022-SGT/ANEEL;
(vi) aprovar os anexos da Nota Técnica nº 082/2022-SGT/ANEEL; e
(vii) estabelecer que as alterações aprovadas devem ser consideradas no reajuste anual das
receitas do Ciclo Tarifário 2022-2023, com a correspondente atualização dos valores.
Brasília, 31 de maio de 2022.
(assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor
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