REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3067/2022
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: 2022-07-14
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 102/2022-SGT/ANEEL
Em 5 de julho de 2022.
Processo: 48500.000395/2022-50.
Assunto: Estabelecimento das Receitas Anuais
Permitidas – RAP vinculadas às instalações de
transmissão sob responsabilidade de concessionárias
de transmissão para o ciclo 2022-2023.
I - DO OBJETIVO
1. Estabelecer os valores da Receita Anual Permitida – RAP e das Parcelas de Ajustes – PA
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 2022 a 30 de junho de 2023, 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 RAP e PA das transmissoras para o ciclo 2021-2022 foram fixados pela
Resolução Homologatória nº 2.859, de 13 de julho de 2021.
5. Por meio da Resolução Homologatória nº 2.959, de 5 de outubro de 2021, as RAP e as PA
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 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
fixadas pela Resolução Homologatória nº 2.859, de 13 de julho de 2021, foram retificadas.
6. Em 8 de março de 2022, foi encaminhado pela Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
09/2022-SGT/ANEEL3
o Ofício-Circular nº às transmissoras Brilhante, Chesf, ETN, ITATIM e TER, solicitando
dados dos usuários cujas conexões de interesse exclusivo para conexão compartilhada à Rede Básica - ICG
foram objeto nos respectivos Contratos de Concessão. Na mesma data, foi encaminhado o Ofício nº
084/2022-SGT/ANEEL4 ao ONS solicitando a lista dos usuários conectados em ICG.
7. Em 25 de março de 2022, a SGT encaminhou o Memorando nº 67/2022-SGT/ANEEL5,
solicitando priorização, por parte da equipe de sustentação da SGI, para atendimento de chamados que
venham a ser emitidos até junho de 2022. Tal requisição visou melhorar o fluxo de concretização dos
cálculos da RAP que, nos últimos anos, sofreu com a ampliação de contratos, condições regulatórias
excepcionais e redução drástica da equipe de cálculo da RAP.
8. Em 6 de maio 2022, a SGT encaminhou o Ofício nº 154/2022-SGT/ANEEL6 ao Operador
Nacional do Sistema Elétrico – ONS solicitando 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 1047/20227,
de 10 de junho de 2022.
9. Em 25 de maio de 2022, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição –
SRD encaminhou os valores das compensações devido à violação dos limites de continuidade dos pontos
de conexão em Demais Instalações de Transmissão – DIT, relativos à 2021, conforme estabelecido no
PRODIST8 por meio da Nota Técnica nº 034-SRD/ANEEL9, de 25 de maio de 2022, encaminhada pelo
Memorando nº 129-SRD/ANEEL10, de mesma data.
10. A Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e
Distribuição – SCT encaminhou por meio do Memorando nº 105/2022-SCT11 os dados relativos às Parcelas
de Ajuste (PA) decorrentes do estabelecimento de RAP de O&M de ativos transferidos para transmissora,
bem como informou quanto ao cadastramento das receitas associadas aos reforços autorizados sem RAP
prévia e cujo processo 48500.001325/2022-19 foi encaminhado para apreciação da Diretoria.
11. Em 31 de maio de 2022, por meio do Despacho nº 1.425, a ANEEL aprovou a variação da
RAP das concessionárias de transmissão para o ciclo 2021-2022, após a análise dos pedidos de
reconsideração interpostos em face da Resolução Homologatória nº 2.859, de 2021, retificada pela
Resolução Homologatória nº 2.959, de 2021, determinando que os novos valores fossem considerados no
Reajuste Anual das Receitas do ciclo 2022-2023.
3 SIC 48581.000633/2022-00.
4 SIC 48581.000634/2022-00.
5 SIC 48581.000896/2022-00.
6
SIC 48581.001419/2022-00.
7 SIC nº 48513.015911/2022-00.
8
Prodist – Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional.
9 SIC nº 48554.001125/2022-00.
10 SIC nº 48554.001126/2022-00.
11 SIC 48526.003303/2022-00.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
12. Em 21 de junho de 2022, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu, por unanimidade, fixar o
reposicionamento da Receita Anual Permitida – RAP para os Contratos de Concessão de Transmissão dos
empreendimentos licitados, com Revisão Tarifária prevista para 2022, conforme a Resolução
Homologatória nº 3.050/2022.
13. Salienta-se que a SGT contou com a colaboração ativa de diversos servidores da SCT, SFE,
SRM e SRT, além da equipe terceirizada da SGI que mantém o Siget, para condução das atividades
relacionadas com o reajuste da RAP para o ciclo 2022-2023. Tais ações foram necessárias devido ao
quadro de servidores da SGT ter sofrido baixas nos últimos anos em virtude de exonerações, cessões,
aposentadorias, posse em outros cargos inacumuláveis e transferências para outras Uorgs. Reforça-se que
sem o referido auxílio, a presente análise não teria sido possível.
III - DA ANÁLISE
III.1 – ENCARGOS SETORIAIS E TRIBUTOS
III.1.1 – Cota anual da Reserva Global de Reversão – RGR
14. 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.
15. 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.
16. As parcelas de RAP, estabelecidas para o ciclo 2022-2023, 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
17. 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.
18. 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,

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
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)."
19. 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:
"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)."
20. 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 à pessoa jurídica domiciliada no
País.
21. 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
22. 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.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
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
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."
23. 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.
24. 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.
25. 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.
26. 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
27. Na Nota Técnica nº 82/2022-SCG/ANEEL, de 26 de maio de 2022, que analisou o recurso à
Resolução Homologatória nº 2.895, de 13 de julho de 2021, algumas demandas de reclassificação de
ativos foram analisadas. Todavia, não puderam ser concluídas no âmbito daquele recurso e, portanto,
foram analisadas, elencadas e aplicadas nesse reajuste.
28. Essas análises foram feitas respeitando o estabelecido nos art. 3º e 4º da Resolução

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
Normativa nº 67, de 08 de junho de 2004, no qual a Rede Básica termina nos módulos de conexão de
baixa tensão dos transformadores com alta tensão maior ou igual a 230 kV, incluindo os equipamentos
ligados aos terciários desses transformadores.
"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. 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 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 (Redação
dada pela REN ANEEL 442, de 02.07.2011)
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."
29. Assim, não incluem na Rede Básica os barramentos e os módulos de interligação de barras
em tensão inferior a 230 kV conectados ao lado de baixa dos transformadores de fronteira.
SE Sinop, SE Sorriso e SE Rondonópolis: Pleito da Interligação Elétrica Aguapeí S.A. - IE Aguapeí
30. Por meio do Ofício nº 143/2021-SGT/ANEEL12, de 27/04/2021, a SGT/ANEEL solicitou
esclarecimentos da Eletronorte com relação à desativação de ativos das SE Sinop, SE Sorriso e SE
Rondonópolis.
31. A Eletronorte, por meio da Carta CE-RRG-0025/202113, de 07/05/2021, respondeu ao Ofício
nº 143/2021-SGT/ANEEL e apresentou os esclarecimentos solicitados.
32. Essa demanda foi parcialmente analisada conforme apresentado pela Nota Técnica
12 SIC 48581.000656/2021-00.
13 SIC 48513.012233/2021-00.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
nº 82/2022-SCG/ANEEL, de 26 de maio de 2022. Todavia, para esse reajuste, foi verificada a necessidade
de se aplicar as seguintes adequações de classificação de ativos das SE Sinop e SE Rondonópolis:
• SE Sinop:
- Bancos de Capacitores, em 13,8 kV, e respectivos módulos de conexão ligados no terciário
dos transformadores 230/138-13,8 kV da SE Sinop: Esses equipamentos estavam cadastrados
como DIT de uso exclusivo da Energisa MT, todavia, a Energisa MT não se conecta aos terciários
dessa transformação. Adicionalmente, a Eletronorte informou que esses equipamentos estão
instalados e disponíveis na subestação, todavia, sem poderem ser utilizados devido à superação
do nível de curto-circuito do barramento, em 13,8 kV. Diante do exposto, esses Banco de
Capacitores e respectivos módulos de conexão foram classificados como ativos de Rede Básica
associados às transformações 230/138 kV da SE Sinop até o planejamento definir qual
encaminhamento será dado a essas instalações.
• SE Rondonópolis:
- MC 13,8 kV TT 13,8/13,8 kV RONDONOPOLIS TT1 MT (IdMDL 16712): Esse módulo estava
cadastrado no SIGET como DIT de uso exclusivo da Energisa MT. Na Carta CE-RRG-0025/2021, a
Eletronorte informou que esse módulo de conexão é utilizado e, conforme diagrama unifilar, está
conectado no 13,8 kV da transformação 230/138-13,8 kV da SE Rondonópolis. Diante do exposto,
esse módulo foi classificado como ativo de Rede Básica relacionado à transformação 230/138-13,8
kV da SE Rondonópolis.
- Transformador de aterramento TT 13,8/13,8 kV RONDONOPOLIS TT1 MT (IdMDL 16711):
Esse módulo estava cadastrado no SIGET sem nenhuma receita associada a ele. Todavia, como os
diagramas unifilares mostram que esse equipamento está instalado na subestação e a Eletronorte,
na Carta CE-RRG-0025/2021, informou que o módulo de conexão associado a esse transformador
é utilizado, esse módulo foi classificado como um ativo de Rede Básica relacionado à
transformação 230/138-13,8 kV da SE Rondonópolis.
SE Sumaré, SE Bauru e SE Ibitinga: Pleito da Interligação Elétrica Aguapeí S.A. - IE Aguapeí
33. Por meio da carta CT/PR/266/202214, de 04/03/2022, a ISA CTEEP solicitou a revisão da
classificação de módulos das SE Sumaré, SE Bauru e SE Ibitinga.
34. Essa demanda foi parcialmente analisada conforme apresentado pela Nota Técnica
nº 82/2022-SCG/ANEEL, de 26 de maio de 2022. Todavia, para esse reajuste, foi verificada a necessidade
de se aplicar as seguintes adequações de classificação de ativos das SE Sumaré e SE Bauru:
14 SIC 48513.007026/2022-00.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
•
SE Sumaré:
- TR 138/13,8 kV SUMARE TR5 SP e respectivos módulos de conexão, em 138 kV e em 13,8
kV: Esses módulos estavam cadastrados no SGET como DIT de uso exclusivo da CPFL Paulista.
Todavia, conforme consta no diagrama unifilar da subestação, esse equipamento serve para
alimentar o serviço auxiliar da subestação. Diante do exposto, ele foi reclassificado como ativo de
Rede Básica incluído na FT do MG da subestação.
• SE Bauru:
- EL 138 kV BAURU / BAURU C2 (CPFL): Esse módulo não estava cadastrado no SIGET. Visto
que no diagrama unifilar de 2012, já consta as saídas de linha para Bauru-CPFL-C1 e C2, o módulo
foi cadastrado no SIGET como DIT de uso exclusivo da CPFL Paulista, conforme solicitado pela ISA
CTEEP pela CT/PR/266/2022.
LT 230 kV Umbará / Peróxido: Despacho nº 3.954, de 2021
35. Por meio do Despacho nº 3.954, de 2021, a ANEEL determinou a reclassificação de
instalações associadas à LT 230 kV Umbará / Peroxido.
36. Diante do exposto, as instalações de transmissão destinadas à conexão dos consumidores
Gerdau Araucária, Peróxidos do Brasil Ltda., WHB Fundição S.A. e Messer Gases Ltda. na Subestação
Umbará́, identificadas pelos módulos LT 230 kV UMBARA /RL PEROXIDO C-1 PR e EL 230 kV UMBARA LT
230 kV UMBARA /RL PEROXIDO C-1 PR, foram reclassificadas de "Demais Instalações de Transmissão"
para "Rede Básica", conforme estabelecido pelo Despacho nº 3.954, de 2021.
SE Padre Fialho: REA nº 9.289, de 2020
37. A ANEEL, por meio da Resolução Autorizativa nº 9.289, de 6 de outubro de 2020, autorizou
a Linhas de Transmissão de Montes Claros S.A. a implantar reforços na SE Padre Fialho para o acesso da
CEMIG-D.
38. Diante do exposto, nesse reajuste, foram realizadas adequações nos cadastrados dos
módulos MC 138 kV TR 138/138 kV PADRE FIALHO TD1 MG (IdeMdl 22391) e TR 138/138 kV PADRE
FIALHO TD1 MG (IdeMdl 22395) de forma a reclassificá-los de ativo de Rede Básica para ativo de Demais
Instalações de Transmissão de uso exclusivo da Energisa MG.
SE Brasília Leste: Despacho nº 2.136, de 2020.
39. A ANEEL, por meio do Despacho nº 2.136, de 21 de julho de 2020, "estabeleceu a utilização
de 1 (uma) das 6 (seis) Entradas de Linha - EL em 138 kV na Subestação Brasília Leste pela Enel Distribuição
Goiás - Enel GO, atualmente destinada à CEB-D, a partir da data prevista para a entrada em operação no
Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão - CCT a ser firmado entre a Enel GO e a Vale do São
Bartolomeu Transmissora de Energia - VSB quando cessará a responsabilidade e remuneração da CEB-D
quanto ao encargo de conexão correspondente a esta Entrada de Linha".

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
40. A Enel GO e a VSB assinaram o CCT nº 001/2020 em 10/05/2021. Assim, a partir de
10/05/2021, a Enel GO assumiu a responsabilidade e remuneração pelo uso da EL 138 kV BRASILIA LESTE
EL6 da SE Brasília Leste que antes eram da CEB.
41. Diante do exposto, no SIGET, a EL 138 kV BRASILIA LESTE da SE Brasília Leste que era
alocada à CEB foi alocada como sendo de responsabilidade da Enel GO desde 10/05/2021.
III.2.2 – Reforços e Melhorias autorizados sem estabelecimento prévio de receita
42. 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 2022-2023, conforme detalhado na Nota
Técnica nº 428-SCT/ANEEL15, de 10 de junho de 2022. As Parcelas de Ajuste (PA) relativas aos dias
operativos até o início do ciclo 2022-2023 serão definidas na seção III.4.2.
III.3 – RECEITA ANUAL PERMITIDA PARA O PERÍODO 2022-2023
III.3.1 – Reajuste da Receita Anual Permitida - RAP
43. 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-116.
44. Os contratos de concessão apontam o índice a ser utilizado no Reajuste Anual das
Receitas17. Os valores do IVI para o ciclo 2021-2022 para os contratos reajustados pelo IGP-M e IPCA são
respectivamente 1,10723387222725 e 1,11731212845584.
45. Considerando as instalações em operação comercial no início do ciclo 2022-2023, as
concessões reajustadas pelo IGP-M correspondem a 11,67% da RAP total e as reajustadas pelo IPCA
correspondem a 88,33%.
46. No Anexo I desta nota técnica são apresentados os valores consolidados da RAP, por
Contrato de Concessão, para o ciclo 2022-2023. 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.
47. As concessionárias, cujos contratos de concessão não incluem na RAP os valores referentes
15
SIC 48526.003303/2022-00, juntada Processo nº 48500.001325/2022-19.
16 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.
17 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 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
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.
48. 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 ) )
49. 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) )
50. Ressalta-se que, para o cálculo das Receitas, foram consideradas as informações constantes
do SIGET em 30 de junho de 2022.
III.3.2 – Redução de 50% da RAP dos contratos licitados entre 1999 e 2006
51. 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".
52. Os contratos de concessão de transmissão que possuem a Subcláusula acima e, portanto,
sujeitos a redução da RAP estão listados no Quadro 1:

| 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 |
| EATE | 042/2001 | ELETROSUL | 010/2005 |
| ETEP | 043/2001 | TAESA | 011/2005 |
| COPEL-GT | 075/2001 | Transirapé | 012/2005 |

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.

| Concessionária | Contrato | Concessionária | Contrato |
| --- | --- | --- | --- |
| 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 1 – Contratos de Concessão com Subcláusula que estabelece redução da RAP a partir do
16º ano.
53. Os contratos de concessão que possuem instalações de transmissão, cuja entrada em
operação comercial completará 15 anos ao longo do ciclo 2022-2023, estão listados no Quadro 2:
Concessionária Contrato
ATE III 001/2006
CHESF 007/2005
CGT 010/2005
INTESA 002/2006
LUMITRANS 007/2004
SMTE 003/2006
STC 006/2006
Quadro 2 - Contratos de Concessão com instalações, cuja entrada em
operação comercial completará 15 anos durante ciclo 2022-2023.
54. No levantamento das datas de entrada em operação comercial das instalações, foram
utilizadas informações encaminhadas pelo ONS por meio da Carta nº 0374/100/201618, 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
que sofrerão redução da RAP encontra-se anexa à esta nota técnica.
55. Dado que os contratos de concessão possuem instalações cuja parcela de RAP associada
será reduzida em 50% em datas distintas durante ciclo 2022-2023, foi calculada, conforme disciplinado
18 SIC nº 48513.006775/2016-00.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
no Submódulo 9.3 do PRORET, a RAP equivalente a ser recebida pelas concessionárias ao longo do ciclo
2022-2023.
56. A RAP equivalente, exposta na Tabela 1, considera:
a) os valores pro rata das parcelas de RAP sem redução, de 1º de julho de 2022 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 2023.
Tabela 1 - RAP equivalente a ser recebida pelas Concessionárias ao longo do ciclo 2022-2023
RAP Equivalente (R$)
Concessionária Contrato
Ref.: Jun-22

| ATE III | 001/2006 | 133.038.996,56 |
| --- | --- | --- |
| CHESF | 007/2005 | 18.706.635,30 |
| CGT | 010/2005 | 139.906.807,02 |
| INTESA | 002/2006 | 165.634.329,13 |
| LUMITRANS | 007/2004 | 30.304.532,54 |
| SMTE | 003/2006 | 153.709.282,85 |
| STC | 006/2006 | 31.925.151,23 |

57. Ressalta-se que, para ciclo 2023-2024, será estabelecida uma nova receita, contemplando
a redução plena das parcelas de receita associadas aos contratos mencionados. A planilha contendo o
detalhamento do cálculo encontra-se anexa a esta Nota Técnica.
58. Além disso, alguns contratos de concessão já tiveram parte da receita reduzida no ciclo
2019-2020, como consta na Nota Técnica nº 149/2021-SGT/ANEEL19, de 02 de julho de 2021, e tem, no
ciclo 2022-2023, a redução plena das parcelas de receita 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 2022-2023
RAP com redução plena

Concessionária Contrato (R$)
Ref.: Jun-22

| ITE | 001/2005 | 131.838.972,80 |
| --- | --- | --- |
| Uirapuru | 002/2005 | 18.706.635,30 |
| Transudeste | 005/2005 | 139.906.807,02 |
| PPTE | 009/2005 | 164.140.292,53 |
| TAESA | 011/2005 | 30.304.532,54 |
| Transirapé | 012/2005 | 152.322.811,25 |

SIC
19 48581.001043/2021-00.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
III.3.3 – Revisão periódica da RAP de transmissoras licitadas
59. Foram considerados nesta Nota Técnica os resultados da Revisão Periódica de 2022 da RAP
licitadas20,
das transmissoras conforme Resolução Homologatória nº 3.050/2022.
60. A retroatividade da receita dos ativos incrementais, sujeitos à 1ª Revisão Tarifária,
resultaram em Parcelas de Ajuste, conforme a regra do Submódulo 9.7 do Proret. Também foram
reconhecidas como parcelas de ajuste as Outras Receitas da CGT Eletrosul (CC 010/2005), que não estão
sujeitas à revisão da RAP Ofertada, bem como o resíduo de receita, especificamente do CAAE21, dos ativos
incrementais da TP Norte (CC 012/2012) com vida útil finalizada em outubro de 2022.
III.3.4 – Previsão de RAP para novas obras
61. 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 2022 e 30 de junho de 2023, totalizou
R$ 1.865.187.298,13, conforme apresentado na Tabela 3.
Tabela 3 - Previsão de RAP (R$) para instalações que entrarão em operação no ciclo 2022-2023
Previsão – Pro rata tempore (R $)

| Classificação do ativo | Licitadas | Autorizadas | Melhorias | TOTAL |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| Rede Básica | 1.465.721.699,40 | 82.288.869,24 | 7.066.376,33 1.555.076.944,97 |  |
| Rede Básica de Fronteira | 164.497.727,85 | 37.071.650,22 | 7.021.883,44 | 208.591.261,51 |
| DIT compartilhada | 1.113.569,13 | 29.640.376,12 | 0,00 | 30.753.945,24 |
| DIT de uso exclusivo | 37.975.211,10 | 13.954.541,32 18.835.393,99 | 70.765.146,41 |  |

TOTAL 1.669.308.207,49 162.955.436,89 32.923.653,76 1.865.187.298,13
62. No anexo V desta nota técnica, consta a lista das instalações previstas para entrarem em
operação comercial durante o ciclo 2022-2023 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 2022.
III.3.5 – Resolução Autorizativa nº 800, de 30 de janeiro de 2007
63. 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 manutenção22 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.
20 Contratos de Concessão de Transmissão de Energia Elétrica 010/2005, 001/2007, 002/2007, 003/2007, 004/2007, 006/2007,
007/2007, 008/2007, 009/2007, 010/2007, 011/2007, 012/2007, 001/2011, 008/2011, 009/2011, 010/2011, 012/2011,
013/2011, 014/2011, 017/2011, 020/2011, 021/2011, 022/2011, 001/2012, 002/2012, 003/2012, 004/2012, 005/2012,
006/2012, 007/2012, 008/2012, 009/2012, 010/2012, 011/2012, 012/2012, 013/2012, 014/2012, 016/2012, 017/2012,
018/2012, 019/2012, 010/2016, 011/2016, 012/2016, 013/2016, 015/2016, 016/2016, 020/2016, 021/2016, 001/2017,
002/2017, 003/2017, 004/2017, 005/2017, 006/2017, 007/2017, 008/2017, 009/2017, 010/2017, 011/2017, 012/2017,
013/2017, 014/2017, 015/2017, 016/2017, 017/2017, 018/2017, 019/2017, 020/2017, 021/2017.
21 Custo Anual dos dos Ativos Elétricos – CAAE.
22 Os custos devidos pela CTEEP e PPTE são definidos nos Arts. 1º e 2º da Resolução Autorizativa nº 800, de 2007.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
64. Dessa forma, durante o ciclo 2022-2023, 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$ 2.139.285,56, já atualizado pelo IGP-M.
III.3.6 – Encargos de conexão referente ao custeio das ICG e IEG
65. O Anexo VII indica os valores dos encargos de conexão23 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.3.7 – Revisão autotutelar do Componente Financeiro da PRT 120/2016 no Despacho nº 1.425/2022
66. Verificou-se que os valores do componente financeiro de que trata a Portaria MME nº 120,
de 2016 para o ciclo 2021-2022 de algumas concessionárias, constante do Despacho nº 1.425, de 31 de
maio de 2022, que analisou os pedidos de reconsideração interpostos contra a REH nº 2.895, de 2021,
não estavam de acordo com os valores homologados pela ANEEL nas Resoluções Homologatórias que
alteraram o resultado da primeira revisão periódica da RAP associada aos contratos de concessão de
transmissão prorrogados nos termos da Lei nº 12.783, de 2013. Os valores do referido Despacho e os
valores corretos para as transmissoras em que ocorreu o erro material mencionado estão dispostos na
tabela a seguir:
Tabela 4 – Componente financeiro da PRT MME nº 120/2016 para o ciclo 2021-2022.
Valor
Valor Correto (R$) Diferença (R$)

Concessionária Contrato DSP 1.425/2022 (R$)
Ref.: Jun/21 Ref.: Jun/21
Ref.: Jun/21

| CEEE-T | 055/2001 | 78.903.333,31 | 78.754.575,981 | -148.757,65 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| CHESF | 061/2001 | 526.702.557,06 | 530.101.291,722 | 3.398.732,49 |
| FURNAS | 062/2001 | 849.193.532,26 | 847.840.145,303 | -1.353.390,43 |
| COPEL-GT | 060/2001 | 55.384.378,98 | 55.734.945,924 | 350.566,71 |

1 Conforme Anexo 3 da REH nº 2.960/2021, atualizado pelo IPCA para preços de junho de 2021.
2 Conforme Anexo 3 da REH nº 2.935/2021, atualizado pelo IPCA para preços de junho de 2021.
3 Conforme Anexo 3 da REH nº 2.848/2021, atualizado pelo IPCA para preços de junho de 2021.
Conforme Anexo 3 da REH nº 2.847/2021, atualizado pelo IPCA para preços de junho de 2021.
4
67. Isto posto, os valores foram devidamente corrigidos de forma retroativa e a PA Apuração
referente ao ciclo 2021-2022, homologada no âmbito deste processo, foi calculada levando-se em
consideração os valores corrigidos.
III.3.8 – Revisão dos componentes da PRT 120/2016.
68. As Resoluções homologatórias dos processos de revisão periódica de 2018 da RAP
relacionada às transmissoras prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013 foram retificadas em
23 Os valores foram estabelecidos conforme apresentado na Nota Técnica nº 096/2022-SGT/ANEEL, de 24/6/2022, SIC nº
48581.001730/2022-00.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
14/03/2022, mediante a emissão da Nota Técnica nº 13/2022-SGT/ANEEL24, de 15 de fevereiro de 2022.
Dessa forma, os componentes da PRT 120/2016 forma revistos. No caso do componente econômico, o
mesmo ainda foi afetado por substituições, desativações e/ou transferências de ativos. No caso do
componente financeiro, apenas os novos valores foram atualizados e considerados no ciclo 2022-2023,
conforme tabela abaixo:
Tabela 5 – Valores do componente Financeiro da PRT 120/2016 para o ciclo 2022-2023 (pós revisão)

| Concessionária | Contrato | 2022-2023 (ref.: 06/2020) | 2022-2023 (ref.: 06/2022) |
| --- | --- | --- | --- |
| CEEE-GT | 055/2001 | 106.825.986,66 | 128.973.526,74 |
| CELG-GT | 063/2001 | 28.258.456,46 | 34.117.099,26 |
| CEMIG-GT | 006/1997 | 129.952.611,65 | 156.894.845,14 |
| CHESF | 061/2001 | 719.058.374,65 | 868.136.091,36 |
| COPEL-GT | 060/2001 | 75.602.151,46 | 91.276.255,98 |
| CTEEP | 059/2001 | 545.198.346,93 | 658.230.789,88 |
| ELETRONORTE | 058/2001 | 335.444.252,83 | 404.989.737,67 |
| ELETROSUL | 057/2001 | 157.217.695,83 | 189.812.622,68 |
| FURNAS | 062/2001 | 1.149.980.544,91 | 1.388.398.564,83 |
| TOTAL | 3.247.538.421,40 | 3.920.829.533,54 |  |

III.3.9 – Revisão autotutelar da PA associada ao desconto de que trata o Módulo 3 das Regras dos
Serviços de Transmissão de Energia Elétrica e fixada no ciclo 2021-2022.
69. Por ocasião da análise da apuração do ciclo 2021-2022, percebeu-se que algumas PA
associadas ao desconto de que trata o Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia
Elétrica estavam fixadas em grupos diferentes do devido ou atribuídas a outro agente. Assim, para ajustar
tal problema, as incorreções foram tratadas. Abaixo os problemas identificados e tratados no reajuste.
• A PA fixada à transmissora ETC, no valor de -1.538.625,74 é na fronteira RIO NOVO DO SUL345/138 kV e não TAPAJOS-230/138 kV;
• A PA fixada à transmissora Z2, no valor de -74.648,83 é na fronteira TERESINA II-230/69
kV e não TERESINA-230/69 kV; e
• A PA que consta como da transmissora BRE 2, no valor de -39.598,25, na verdade é da BRE.
III.3.10 – Revisão autotutelar de PA duplicadas.
70. Foi verificado que algumas PA se encontravam duplicadas no resultado do ciclo 2021-2022.
Assim, para resolver a questão, uma das parcelas em duplicidade foi zerada para que não fosse
considerada na apuração. Assim, ao processar a apuração, a diferença foi ajustada.
Tabela 6 – PA duplicadas no ciclo 2021-2022

Agente Contrato IdePA Tipo de grupo Nome do Grupo Valor
(2021-2022)

CEEE-T 055/2001 56966 DIT Exclusiva GRP FARROUPILHA - RGE SUL 877.371,81
CEEE-T 055/2001 56967 DIT Exclusiva GRP FARROUPILHA - RGE SUL 877.371,81
24 Sic 48581.000426/2022-00

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.

Furnas 062/2001 56952 Rede Básica -666.190,20
Furnas 062/2001 56955 Rede Básica -666.190,20
71. Cabe salientar que, no caso das PA associadas à DIT Exclusiva, o ajuste foi processado no
cálculo da PA Diferença DIT Exclusiva.
III.4 – PARCELA DE AJUSTE – PA PARA O PERÍODO 2022-2023
72. 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. 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.
73. 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. Salienta-se, para os casos
em que não há, no respectivo contrato, identificação objetiva da metodologia de aplicação do índice de
atualização (se anual ou mensal), o Submódulo 9.3 do Proret, aprovado por meio da Resolução Normativa
nº 774, de 2017, prevê a aplicação da metodologia de atualização "anual" da PA para os referidos casos."
74. O Anexo VI desta Nota Técnica apresenta os valores da PA para o período 2022-2023 por
Contrato de Concessão, cujo resumo é mostrado na Tabela 7.
Tabela 7 – Parcelas de Ajuste e Financeiros
DIT
Rede Básica DIT de Uso

Tipo Rede Básica (R$) Compartilhada ICG /IEG TOTAL (R$)
de Fronteira (R$) Exclusivo (R$)
(R$)

Financeiro Melhorias 195.573.997,93 0,00 0,00 0,00 195.573.997,93
PA Apuração -1.033.349.268,66 -220.635.148,38 93.507.497,76 0,00 -1.160.476.919,28
PA Instalações

Autorizadas sem RAP 65.060.590,44 5.031.966,44 1.552.055,63 15.892.980,04 87.537.592,55
prévia (1)

| PA Outros Ajustes | 114.063.381,93 | -17.733.444,29 | 2.534.297,11 -21.140.945,33 5.889.958,27 | 83.613.247,69 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| PA Qualidade DIT | 0,00 | 0,00 | 0,00 -8.350.309,61 | -8.350.309,61 |
| PA Revisão | 207.020.732,37 | 198.209.096,86 35.849.152,75 82.303.792,69 | 523.382.774,67 |  |
| TOTAL | -451.630.565,99 | -35.127.529,37 133.443.003,25 68.705.517,79 5.889.958,27 | -278.719.616,05 |  |

(1) Conforme Nota Técnica nº 428/2022-SCT/ANEEL, de 10 de junho de 2022. (2) Os valores de PA de ICG/IEG não constam na Lista PA
disponibilizada pois já se encontram contabilizados no Anexo VII.
75. Ressalta-se que estes valores já contemplam as alterações apresentadas na Nota Técnica
nº 82/2022-SGT/ANEEL, que apresenta o resultado dos Pedidos de Reconsideração interpostos em face
da Resolução Homologatória nº 2.895, de 2021, retificada pela Resolução Homologatória nº 2.959, de
2021, conforme determina o Despacho nº 1.425, de 31 de maio de 2022.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
III.4.1 – PA Apuração
76. 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.
III.4.2 – PA Instalações Autorizadas sem RAP prévia
77. 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).
78. As PA Instalações Autorizadas sem RAP prévia para o ciclo 2022-2023 foram calculadas
considerando as obras que tiveram a parcela de RAP estabelecida pela SCT, conforme consta na Nota
Técnica nº 428/2022-SCT/ANEEL25, que ensejou a publicação da Resolução Autorizativa nº 12.177, de 21
de junho de 2022.
79. Desse modo, a Tabela 8 representa o somatório, por transmissora e contrato, dos valores
relativos à PA Instalações Autorizadas sem RAP Prévia para recebimento durante o ciclo 2022-2023:
Tabela 8 – Parcela de Ajuste relativa à Instalações Autorizadas sem RAP Prévia (ciclo 2022-2023).
PA Instalações Autorizadas (R$)
Concessionária Contrato
SEM RAP Prévia (Ref.: 06/2022)

| ATE III | 001/2006 | 109.083,14 |
| --- | --- | --- |
| BMTE | 014/2014 | 1.313.701,12 |
| CEEE-T | 055/2001 | 6.730.301,76 |
| CELG G&T | 063/2001 | 1.217.674,96 |
| CEMIG-GT | 006/1997 | 3.330.419,01 |
| CEMIG-GT | 079/2000 | 27.914,73 |
| CGT | 011/2010 | 45.844,48 |
| CGT | 057/2001 | 3.459.382,71 |
| CHESF | 004/2010 | 148.302,94 |
| CHESF | 008/2011 | 48.591,06 |
| CHESF | 010/2011 | 638.009,22 |
| CHESF | 017/2009 | 72.136,34 |
| CHESF | 019/2010 | 59.478,23 |
| CHESF | 019/2012 | 45.799,73 |
| CHESF | 020/2010 | 187.437,61 |
| CHESF | 061/2001 | 52.465.518,44 |
| COPEL-GT | 060/2001 | 6.524,38 |
| CTEEP | 059/2001 | 4.163.534,59 |
| EATE | 042/2001 | 158.170,62 |
| ELETRONORTE | 001/2009 | 9.031,53 |

48526.003314/2022-00
25 SIC

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
PA Instalações Autorizadas (R$)
Concessionária Contrato
SEM RAP Prévia (Ref.: 06/2022)

| ELETRONORTE | 007/2008 | 19.647,63 |
| --- | --- | --- |
| ELETRONORTE | 021/2009 | 42.703,07 |
| ELETRONORTE | 058/2001 | 2.724.793,91 |
| ENTE | 085/2002 | 4.126,86 |
| ETEP | 043/2001 | 3.451,63 |
| EVOLTZ IV | 008/2007 | 93.083,54 |
| FURNAS | 062/2001 | 9.762.223,41 |
| Macapá | 009/2008 | 116.900,25 |
| Manaus TR | 010/2008 | 1.278,83 |
| TAESA | 002/2002 | 132.425,51 |
| TAESA | 011/2005 | 12.781,48 |
| TAESA | 095/2000 | 147.347,81 |
| TAESA | 097/2000 | 40.661,81 |
| TSBE | 004/2012 | 7.837,72 |
| TSLE | 020/2012 | 7.319,45 |
| Xingu | 008/2008 | 184.153,04 |

III.4.3 – PA Revisão
80. 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
81. 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.
82. 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.
83. 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.4.4 – Parcela Variável
84. As Parcelas Variáveis – PV são descontos aplicados na RAP devido à diminuição da
qualidade do serviço prestado pelas transmissoras em decorrência do atraso para a entrada em
operação, da indisponibilidade e da restrição operativa de instalações sob suas concessões. Durante o
período de junho de 2021 a maio de 2022 foi descontado da receita das transmissoras os valores

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
apresentados na Tabela 9.
Tabela 9 – Descontos aplicados nas receitas das transmissoras de junho de 2021 a maio de 2022.
Concessionárias Parcela variável descontada (R$)
NÃO LICITADAS 1.041.864,80
NÃO LICITADAS PRORROGADAS 229.042.863,98
LICITADAS 266.856.352,24
INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS 3.821.598,72
TOTAL 500.762.679,74
Fonte: CARTA CTA-ONS DTA/SA 1106/2022 - SIC nº 48513.016985/2022-00.
85. Assim, o valor líquido referente à redução de receita devido à aplicação da Seção 4.3 –
Qualidade do Módulo 4 – Prestação dos Serviços das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia
Elétrica, aprovado pela Resolução Normativa nº 905, de 2020, é R$ 500.762.679,74.
III.4.5 – PA Qualidade DIT
86. 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.
87. A SRD, por meio do Nota Técnica nº 34/2022-SRD/ANEEL26, 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 2021, conforme estabelecido pelo
Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica do PRODIST.
88. Assim, a SGT, utilizando as informações apresentadas pela SRD, calculou a PA Qualidade
DIT que deve ser aplicada no ciclo 2022-2023, por transmissora, relativa ao período de operação de 2021,
consoante a Tabela 10.
Tabela 10 – Parcela de Ajuste Qualidade nas DIT para o ciclo 2022-2023.
PA Qualidade PA Qualidade

Concessionária Contrato Distribuidora DIT (R$) DIT Total (R$)
Ref.: Jun/2022 Ref.: Jun/2022

CEEE-GT 055/2001 CEEE-D - 1.771.337,21
- 3.337.588,25

| CEEE-GT | 055/2001 | RGE SUL | - 1.566.251,04 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| CEMIG-GT | 006/1997 | CEMIG-D | - 1.637.980,17 - 1.637.980,17 |  |  |
| CHESF | 017/2012 | CELPE | - | 58.702,57 - | 58.702,57 |
| CHESF | 061/2001 | CEAL | - | 17.451,69 |  |
| CHESF | 061/2001 | CELPE | - | 1.045,86 |  |
| CHESF | 061/2001 | CEPISA | - | 62.644,77 - | 316.102,14 |
| CHESF | 061/2001 | COELBA | - | 230.572,02 |  |
| CHESF | 061/2001 | COELCE | - | 4.387,80 |  |
| CTEEP | 059/2001 | BANDEIRANTE | - | 135.087,40 |  |

- 1.471.198,61

CTEEP 059/2001 CPFL SANTA CRUZ - 613.491,50
26 SIC nº 48554.001125/2022-00.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
PA Qualidade PA Qualidade

Concessionária Contrato Distribuidora DIT (R$) DIT Total (R$)
Ref.: Jun/2022 Ref.: Jun/2022

| CTEEP | 059/2001 | CPFL-PAULISTA | - | 11.642,62 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| CTEEP | 059/2001 | ELEKTRO | - | 710.977,10 |
| ELETRONORTE 014/2012 | AME | - | 292.578,43 - | 292.578,43 |
| ELETRONORTE 012/2011 | CELPA | - | 4.622,48 - | 4.622,48 |
| ELETRONORTE 058/2001 | CELPA | - | 213.116,36 |  |

- 384.528,62

| ELETRONORTE 058/2001 | CEMAR | - | 171.412,26 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ELETRONORTE 007/2008 | CEMAR | - | 39.768,43 - | 39.768,43 |  |
| EQTLT07 | 020/2017 | CELPA | - | 106.028,59 - | 106.028,59 |
| FURNAS | 062/2001 | CEMIG-D | - | 154.490,14 |  |

- 687.938,48

FURNAS 062/2001 ESCELSA - 533.448,34
MEZ 5 003/2021 CEEE-D - 705,92 - 705,92
SE NARANDIBA 009/2012 COSERN - 12.566,91 - 12.566,91
III.4.6 – PA Outros Ajustes
89. 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 1.425, de 2022: Efeitos Financeiros em Encargos de Conexão
90. As alterações nos valores dos encargos de conexão decorrentes da análise dos Pedidos de
Reconsideração interpostos em face da REH nº 2.859, de 2021, terão seus efeitos financeiros considerados
em forma de PA a ser contabilizada durante do ciclo 2022-2023, conforme estabelecido pelo Despacho
ANEEL nº 1.425, de 2022.
91. A REH nº 2.959, de 2021, retificou os valores da REH nº 2.859, de 2021, com efeitos
retroativos a julho/2021. Por meio do Despacho ANEEL nº 1.425, de 2022, foi concluída a análise dos
pedidos de reconsideração com os valores definitivos do ciclo 2021/2022 aprovados pela Diretoria
Colegiada da ANEEL.
92. Dessa forma, a REH nº 2.959, publicada em 13 de outubro de 2021, é referência para
apuração da diferença entre os custos de conexão pagos pelos usuários no ciclo 2021/2022 e os valores
definitivos aprovados no Despacho ANEEL nº 1.42527, de 2022, exceto para algumas concessionárias de
distribuição por terem a definição dos valores a serem pagos às transmissoras fixadas em seus processos
tarifários com base na REH nº 2.859, de 2021.
93. Para as distribuidoras com processos tarifários homologados no período de julho a
setembro de 2021 a referência da apuração é a REH nº 2.859, de 2021. Para os processos tarifários
homologados a partir de outubro 2021 constatou-se a adoção da referência da REH nº 2.859, de 2021,
27 A Lista de Módulo do Despacho ANEEL nº 1.425, de 2022, adotada na apuração da diferença dos custos de conexão contém
ajustes em função do componente financeiro da 120/2016, conforme seção III.3.9.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
para as concessionárias de distribuição CEEE-D e DMED.
94. Foram adotados nos processos tarifários de 2021 das concessionárias de distribuição ENEL
SP e ETO estimativas de custos de conexão, pois os seus processos foram deliberados antes da conclusão
do processo de reajuste da RAP de 2021 e entraram em vigor em 04 de julho de 2021. Por isso, a referência
para a apuração da diferença dos custos de conexão desses usuários são os valores estimados em seus
processos tarifários.
95. Foi identificada na instrução deste processo uma PA duplicada no ciclo 2021/2022
referente ao grupo de equipamento GRP FARROUPILHA 1 - RGE SUL, de 877.371,81. Por isso foi
considerada uma parcela negativa nesse valor para a transmissora CEEE-T.
96. Além disso, algumas instalações foram reclassificadas no ciclo 2021/2022 de DIT Exclusiva
para DIT Compartilhada ou Rede Básica. Sendo assim, as receitas dessas instalações já estão sendo
consideradas no cálculo da PA Apuração atual com ajustes na PA da diferença dos encargos de conexão
para evitar recebimento de valores em duplicidade.
Tabela 11: Grupo de equipamentos com instalações reclassificadas.
Grupos com instalações reclassificadas
GRP LT 230 kV INTEGRADORA / ONCA PUMA - CVRD
GRP 13,8 kV SUMARE SP
GRP 138 kV GETULINA SP
GRP 138 kV ALTA PAULISTA SP
GRP 138 kV BAGUACU SP
GRP GETULINA - CPFL
97. A memória de cálculo das referidas PA será disponibilizada nos anexos do reajuste.
III.4.6.2 – Passivo Financeiro pela Suspensão do Pagamento Base
1047/202228,

98. O ONS, por meio da Carta CTA-ONS DTA de 10 de junho de 2022, informou
sobre as funções de transmissão relacionadas com Rede Básica de Fronteira e cujas suspensões de
Pagamentos Base suspensos em decorrência da não prestação do serviço público de transmissão não
foram descontadas na AMSE durante o ciclo 2021-2022.
99. 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.
100. Dessa forma, a SGT apresenta a Tabela 12 com os valores29 a serem devolvidos pelas
concessionárias de transmissão durante o ciclo 2022-2023, referente às suspensões dos pagamentos base
informadas pelo ONS.
28 SIC nº 48513.015911/2022-00.
29 A memória de cálculo encontra-se anexa ao Processo.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
Tabela 12 – Valores a devolver pela Concessionária devido à suspensão dos pagamentos-base.

| Concessão | Contrato | Grupo | PA Ref.: 06/2022 |
| --- | --- | --- | --- |
| CEMIG GT | 006/1997 IPATINGA 1-230/138 kV | -120.344,60 |  |
| CTEEP | 059/2001 SANTA CABECA-230/88 kV | -17.914,87 |  |
| FURNAS | 062/2001 JACAREPAGUA-345/138 kV | -217.276,63 |  |

009/2008

Macapá LARANJAL-230/69 kV -400.526,37
009/2008

Macapá MACAPA-230/69 kV - 345.190,91
III.4.6.3 – Valores referentes à O&M de instalações transferidas
101. 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.
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 2022, 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 13.
Tabela 13 - Parcela de Ajuste associada à operação e manutenção das instalações transferidas.
PA O&M PA (§3º do Art. 7º

Transmissora Contrato Empreendimento Ato Autorizativo R$ - Ref.: da REN 67/2004)
Jun-2022 R$ - Ref.: Jun-2022
Seccionamento da linha de
Chesf 019/2010 transmissão 230 kv João Câmara ii –
3.446.077,73
Extremoz ii. DSP n° 1.169/2022
Seccionamento da linha de
Chesf 019/2010 transmissão 230 kv João Câmara ii –
Extremoz ii. 976.493,94
DSP n° 1.169/2022
Seccionamento da Linha de
CTEEP 059/2001 Transmissão 138 kV Euclides da
718.712,32
Cunha – Itaipava. DSP n° 960/2022
Seccionamento na SE Nossa
Chesf 061/2001
Senhora do Socorro. DSP n° 1.080/2022 260.821,71
Seccionamento da Lt 230 kv
Chesf 061/2001
Campina Grande ii – Natal ii, c1 e c2. DSP n° 1.073/2022 1.008.049,10
Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV Senhor do
Chesf 061/2001
Bonfim II – Irecê na SE Campo 4.270.931,02
Formoso. DSP n° 1.172/2022
Seccionamento da LT 440 kV Ilha
Solteira - Bauru C1 e C2 e da LT 138
CTEEP 059/2001
kV Nova Avanhandava - Valparaíso 221.899,79
C1 e C2. DSP n° 1.091/2022
Seccionamento da LT 440 kV Ilha
Solteira - Bauru C1 e C2 e da LT 138
CTEEP 059/2001
kV Nova Avanhandava - Valparaíso 1.696.776,61
C1 e C2. DSP n° 1.091/2022

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
PA O&M PA (§3º do Art. 7º

Transmissora Contrato Empreendimento Ato Autorizativo R$ - Ref.: da REN 67/2004)
Jun-2022 R$ - Ref.: Jun-2022
Seccionamento da LT 440 kV Ilha
Solteira - Bauru C1 e C2 e da LT 138
CTEEP 059/2001
kV Nova Avanhandava - Valparaíso 985.427,73
C1 e C2. DSP n° 1.091/2022
Seccionamento da LT 440 kV
Marechal Rondon – Taquaruçu e da
CTEEP 059/2001
LT 138 kV Flórida Paulista - 8.849.282,40
Presidente Prudente C1 e C2. DSP n° 1.091/2022
seccionamento da LT 440 kV
Marechal Rondon – Taquaruçu e da
CTEEP 059/2001
LT 138 kV Flórida Paulista - 978.749,60
Presidente Prudente C1 e C2. DSP n° 1.091/2022
Seccionamento da LT 440 kV
Marechal Rondon – Taquaruçu e da
CTEEP 059/2001
LT 138 kV Flórida Paulista - 1.933.810,93
Presidente Prudente C1 e C2. DSP n° 1.091/2022
Seccionamento da lt 500 kv Bom
ETB 011/2016
Jesus da Lapa ii – Gentio do Ouro ii. DSP n° 1.071/2022 746.813,44
Seccionamento da Linha de
Transmissão 230 kV
Chesf 061/2001
Banabuiú/Mossoró II C-1 CE/RN na 425.042,89
SE Alex. DSP n° 1.183/2022
Seccionamento da Linha de
Chesf 061/2001 Transmissão 230kV Paulo Afonso III
599.300,15
- Angelim DSP n° 1.019/2022
Seccionamento da Linha de
Chesf 061/2001 Transmissão 230kV Paulo Afonso III
962.682,02
– Angelim. DSP n° 1.019/2022
seccionamento da LT 440 kV Bauru
CTEEP 059/2001
– Oeste C1. DSP n° 1.227/2022 963.616,10
Seccionamento da Linha de
Chesf 019/2010 Transmissão 230kV Açu II/Mossoró
1.693.942,01
II C2. DSP n° 1.269/2022
Seccionamento da Linha de
Chesf 019/2010 Transmissão 230kV Açu II/Mossoró
1.484.628,67
II C2. DSP n° 1.269/2022
Seccionamento da LT 500 kV Tijuco
CPTE 084/2002
Preto/ Cachoeira Paulista C-2. DSP n° 1.245/2022 519.717,69
Seccionamento da LT 500 kV Tijuco
CPTE 084/2002

Preto/ Cachoeira Paulista C-2. DSP n° 1.245/2022 1.063.477,26
Seccionamento LT 230 kV Monte
Eletrosul 012/2010
Claro - Garibaldi. DSP n° 1.247/2022 330.213,89
Seccionamento LT 230 kV Monte
Eletrosul 012/2010

Claro - Garibaldi. DSP n° 1.247/2022 1.309.886,39
Seccionamento da Linha de
Chesf 061/2001 Transmissão 230kV Açu II/Mossoró
2.083.722,64
II C1. DSP n° 1.307/2022
Seccionamento da Linha de
Chesf 061/2001 Transmissão 230kV Açu II/Mossoró
1.935.089,47
II C1. DSP n° 1.307/2022

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
PA O&M PA (§3º do Art. 7º

Transmissora Contrato Empreendimento Ato Autorizativo R$ - Ref.: da REN 67/2004)
Jun-2022 R$ - Ref.: Jun-2022
Seccionamento da LT 500kV
STN 005/2004
Teresina II - Sobral III. DSP n° 1.254/2022 1.834.282,05
Seccionamento da LT 500kV
STN 005/2004

Teresina II - Sobral III C2. DSP n° 1.254/2022 2.362.698,85
Seccionamento LT 230 kV Camaquã
Eletrosul 004/2012
3- Quinta. DSP n° 1.446/2022 3.048.350,87
Seccionamento da Linha de
Cemig 006/1997 Transmissão 230 kV Governador
1.464.654,12
Valadares 2 – Mesquita. DSP n° 1.264/2022
Seccionamento da Linha de
Chesf 061/2001 Transmissão 230kV Funil - Itapebi
261.182,93
C2. DSP n° 1.270/2022
Seccionamento da Linha de
Chesf 061/2001 Transmissão 230kV Funil - Itapebi
1.602.662,73
C2. DSP n° 1.270/2022
Seccionamento das LTs 345 kV
Furnas 062/2001
Campos - Vitória e Campos - Viana. DSP n° 1.405/2022 1.991.199,25
Seccionamento das LTs 345 kV
Furnas 062/2001

Campos - Vitória e Campos - Viana. DSP n° 1.405/2022 2.489.800,22
Seccionamento das LTS 500 kv
Furnas 062/2001 Adrianópolis - Resende e
6.608.584,55
Adrianópolis – Cachoeira Paulista. DSP n° 1.387/2022
Seccionamento das LTS 500 kv
Furnas 062/2001 Adrianópolis - Resende e
2.746.734,06
Adrianópolis – Cachoeira Paulista. DSP n° 1.387/2022
Seccionamento da LT 230 kV
CTEEP 059/2001
Aparecida - Santa Cabeça C1 e C2. DSP n° 1.271/2022 914.938,12
Seccionamento LT 230 kv Londrina -
Eletrosul 057/2001
Apucarana C1. DSP n° 1.302/2022 123.552,73
Seccionamento Lt 230 kv Londrina -
Eletrosul 057/2001

Apucarana C1 DSP n° 1.302/2022 1.089.075,13
Seccionamento da LT 230 kV Jorge
IE Sul 016/2008
Lacerda B – Siderópolis C3. DSP n° 1.318/2022 735.506,69
Seccionamento da LT 230 kV Jorge
IE Sul 016/2008

Lacerda B – Siderópolis C3. DSP n° 1.318/2022 602.841,38
Seccionamento LT 230 kV Areia -
Eletrosul 057/2001
Ponta Grossa Norte. DSP n° 1.281/2022 107.016,58
Seccionamento LT 230 kV Areia -
Eletrosul 057/2001

Ponta Grossa Norte. DSP n° 1.281/2022 1.696.795,86
Seccionamento da LT 230kV JardimChesf 005/2008 Penedo na SE Nossa Senhora do
43.865,09
Socorro. DSP n° 1.414/2022
Seccionamento da LT 230kV JardimChesf 005/2008

Penedo. DSP n° 1.414/2022 846.691,37
Seccionamento da LT 230 kV
IE Evrecy 020/2008 Conselheiro Pena - Governador
1.262.617,59
Valadares 2. DSP n° 1.470/2022
Seccionamento da LT 230 kV
IE Evrecy 020/2008 Conselheiro Pena - Governador
427.904,19
Valadares 2. DSP n° 1.470/2022

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
PA O&M PA (§3º do Art. 7º

Transmissora Contrato Empreendimento Ato Autorizativo R$ - Ref.: da REN 67/2004)
Jun-2022 R$ - Ref.: Jun-2022
O&M relativo à transferência da
Codevasf para a Chesf de uma
Chesf 061/2001
Entrada de Linha – EL, de 230 kV, 699.858,91
arranjo BD4, na SE Bom Nome. REA n° 12.075/2022
Solicitação do cadastro dos ativos
transferidos na SE Curral Novo do
Simões 028/2018 Piauí II e o estabelecimento de
321.922,74
receita para operação e
manutenção. REA n° 12.076/2022
Seccionamento da Linha de
Chesf 061/2001 Transmissão 230 kV Sobral II -
752.647,82
Piripiri. REA nº 10.894/2021
Seccionamento da Linha de
Chesf 061/2001 Transmissão 500 kV Messias - Recife
997.375,43
II. REA nº 10.924/2021
Seccionamento da Linha de
Chesf 061/2001 Transmissão 500 kV Jardim -
573.585,97
Camaçari II. REA nº 10.969/2021
Seccionamento da Linha de
Transmissão 500 kV Sobral III –
Fortaleza II ; seccionamento da
Linha de Transmissão 230 kV
Banabuiú – Fortaleza;
seccionamentos da Linha de
Transmissão 230 kV Paulo Afonso III
Chesf 061/2001
– Angelim I C2 e C3, da Linha de 7.550.377,93
Transmissão 230 kV Paulo Afonso III
– Angelim I C4 e da Linha de
Transmissão 500 kV Luis Gonzaga –
Angelim II C1 ; e seccionamento da
Linha de Transmissão 500 kV
Angelim II – Recife II C1. REA nº 11.120/2022
Seccionamento da Linha de
Chesf 061/2001 Transmissão 230 kV Paulo Afonso III
1.152.105,58
– Bom Nome C-2. REA nº 11.201/2022
Seccionamento da Linha de
Chesf 061/2001 Transmissão 230 kV Campina
620.347,06
Grande II – Natal III. DSP 613/2022
Seccionamento da Linha de
Chesf 061/2001 Transmissão 230 kV Rio Largo II –
386.500,35
Penedo. REA nº 11.798/2022
Seccionamento da Linha de
Chesf 061/2001 Transmissão 230 kV Campina
1.688.153,00
Grande II -Extremoz II. REA nº 11.735/2022
Reforço autorizado pela REA n°
Chesf 061/2001 8.328/2019, para instalação do 4°
ATR 500/230 kV. REA nº 12.073/2022 5.397.557,17
Reforço e Melhoria autorizados pela
Furnas 062/2001
REA n° 7.831/2019 para a SE Ibiúna. REA nº 12.073/2022 4.586.309,59

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
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/ANEEL30,

102. De acordo com a Nota Técnica nº de 13 de setembro de 2016, os
descontos nas parcelas de receitas 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.
103. Sendo assim, foram calculadas as Parcelas de Ajuste apresentadas na Tabela 14, 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.
104. 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 14 - Parcelas de Ajuste apresentadas a seguir referente aos descontos de
que trata o Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica.
PA (Ref.
Concessionária Contrato Grupo Pagador
Jun/2022)

| CGT | 007/2014 PINHALZINHO-230/138 kV | -167.692,13 |
| --- | --- | --- |
| CHESF | 061/2001 CAMACARI II-230/69 kV | -17.435,40 |
| IE Pinheiros | 015/2008 GETULINA-440/138 kV | -548.511,83 |
| CGT | 057/2001 Rede Básica | -26.876,50 |
| CHESF | 061/2001 MATATU-230/69 kV | -29.845,15 |
| LITORAL SUL | 018/2016 TUBARAO SUL-230/138 kV | -279.110,04 |
| GUAÍRA | 023/2017 LONDRINA SUL-230/138 kV | -201.144,50 |
| ARGO III | 049/2017 COLETORA PORTO VELHO-230/69 kV | -140.779,59 |

Z3 009/2018 ITABUNA III-230/138 kV -465.507,02

GRALHA AZUL 001/2018 GUARAPUAVA OESTE-230/138 kV -26.919,86
ENERGISA PARÁ 030/2018 SERRA PELADA-500/138 kV -114.840,93

AMAPAR 007/2019 JURUPARI-230/69 kV -58.109,42
Z2 045/2017 CAXIAS II-230/69 kV -467.828,40

| COPEL-GT | 060/2001 UBERABA-230/69 kV | -3.879,96 |
| --- | --- | --- |
| ELETRONORTE | 058/2001 P.DUTRA-230/69 kV | -23.651,17 |
| ELETRONORTE | 058/2001 TUCURUI-230/69 kV | -826,52 |
| FURNAS | 062/2001 ADRIANOPOLIS-345/138 kV | -36.617,68 |
| FURNAS | 062/2001 JACAREPAGUA-345/138 kV | -229,71 |
| MANTIQUEIRA | 005/2016 J.MONLEVADE 4-230/69 kV | -87.464,92 |
| LITORAL SUL | 018/2016 TUBARAO SUL-230/69 kV | -1.215.571,13 |
| DOURADOS | 025/2017 DOURADOS 2-230/138 kV | -955.459,68 |

30 SIC nº 48581.002702/2016-00; Nota Técnica que instruiu o Despacho nº 2.568, de 2016.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
PA (Ref.
Concessionária Contrato Grupo Pagador
Jun/2022)

| COLINAS | 022/2018 COLINAS-500/138 kV | -121.683,72 |
| --- | --- | --- |
| MARACANAÚ | 020/2018 MARACANAU-230/69 kV | -87.360,45 |
| TESB | 001/2011 VIAMAO 3-230/69 kV | -528.227,26 |
| TESB | 001/2011 RESTINGA-230/69 kV | -352.151,50 |
| TESB | 001/2011 JARDIM BOTANICO-230/69 kV | -814.755,05 |
| TESB | 001/2011 CANDELARIA 2-230/69 kV | -352.151,50 |
| CHESF | 017/2009 ZEBU-230/69 kV | -88.943,82 |
| CGT | 002/2011 FOZ DO CHAPECO-230/138 kV | -11.933,42 |
| ELETRONORTE | 001/2009 RIB.GONCALVES-230/69 kV | -58.857,85 |

TOTAL -7.284.366,11
105. Ainda, cabe frisar uma exceção nos ajustes identificados.
106. Conforme consta no processo nº 48500.006371/2021-23, por meio do Despacho nº 1.304,
de 13 de maio de 2022, a SRT/ANEEL determinou que o ONS revisasse os TLR emitidos para a SE Vinhedos
desconsiderando a existência de PIT da RGE Sul enquanto a tomada de carga na subestação estivesse
aderente com as etapas e prazos constantes nos Procedimentos de Rede.
107. Por meio da carta CTA-ONS DTA 1079/202231, de 20 de junho de 2022, o ONS informou que
em atenção ao Despacho nº 1.304, de 2022, cancelará e retificará os TLR conforme apresentado no
Quadro abaixo e que não aplicará nenhuma compensação financeira relacionada à retificação desses TLR.
Quadro 3 – ajustes informados pelo ONS nos TLR da SE Vinhedos.
108. Diante do exposto, a compensação financeira deverá ser realizada como Parcela de Ajuste
da Vineyards no processo de reajuste das receitas das transmissoras subsequente à retificação dos TLR
emitidos pelo ONS. Assim, nesse reajuste, não foi aplicada nenhuma Parcela de Ajuste relacionada à
entrada em operação comercial das instalações da SE Vinhedos.
31 SIC 48513.016588/2022-00

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
III.4.6.5 – Determinações da Diretoria
109. Ao longo dos ciclos de receita das transmissoras, a Diretoria da ANEEL efetivou
determinações que afetam o resultado do reajuste da RAP. Algumas, como a REA nº 11.279, de 8 de março
de 2022, que alterou valor de PA definida para a transmissora Ourilândia do Norte Transmissora de
Energia S.A. – ONTE, foram consideradas na análise dos recursos ao ciclo 2021-2022. Contudo, outras
determinações foram emitidas e precisam de comentários no presente processo.
Despacho ANEEL nº 2.428, de 25 de agosto de 2020
110. O Despacho nº 2.428/2020 decidiu:
(i) conhecer do recurso administrativo interposto pela Odoyá Transmissora de
Energia Elétrica S.A. em face do Despacho nº 209, de 29 de janeiro de 2020, para,
no mérito, negar-lhe provimento; (ii) estabelecer 18 de março de 2019 como a
data de entrada em operação comercial dos dois transformadores 230/69 kV –
100 MVA e das Demais Instalações de Transmissão – DIT da SE Juazeiro da Bahia
III, outorgados à Odoyá por meio do Contrato de Concessão nº 017/2014-ANEEL;
(iii) determinar que o ONS retifique os termos de liberação emitidos estabelecendo
18 de março de 2019 como a data de entrada em operação comercial destas
instalações; (iv) determinar que a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
calcule parcela de ajuste a ser aplicada à Odoyá referente aos dois
transformadores 230 / 69 kV – 100 MVA e às DIT da SE Juazeiro da Bahia III em
decorrência das alterações das datas de entrada em operação comercial descritas;
e (v) determinar que a SGT reconheça os encargos relacionados à conexão da
Coelba ao ponto em 69 kV da SE Juazeiro da Bahia III na tarifa dos consumidores
finais dessa distribuidora somente a partir de 16 de abril de 2019.
(grifos nossos)
111. Por sua vez, o Despacho nº 1.210/2022 reformou a decisão anterior. Assim, consideramos
que as determinações fixadas pelo Despacho nº 2.428/2020 perderam seu objeto, razão pela qual os
ajustes do caso concreto serão processados no RTA 2023 da Coelba, em cumprimento ao Despacho nº
1.210/2022.
Despacho ANEEL nº 1.200, de 10 de maio de 2022
112. Na 16ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, foi aprovado, por meio do Despacho nº
1.200, de 10 de maio de 2022:
(ii) determinar que a ISA CTEEP, no prazo de 30 dias, cadastre todas as obras
elencadas na tabela 2, no Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e
Reforços - GPMR e solicite consolidação dessas obras pelo ONS; (iii) determinar
que o ONS encaminhe para a ANEEL, em caráter de urgência, a consolidação
dessas obras, para autorização por parte da ANEEL; (iv) determinar que a ISA
CTEEP, dentro do processo ordinário de reajuste para homologação da RAP,

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
informe, de forma destacada, as datas de integração conforme relatório de
integração do ONS e demais informações exigidas no Submódulo 9.7 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET das obras relacionadas na tabela
2; (v) determinar que a Superintendência de Concessões, Permissões e
Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT estabeleça a parcela de Receita
Anual Permitida – RAP para essas obras; e (vi) determinar que a Superintendência
de Gestão Tarifária – SGT calcule o valor devido à título de ressarcimento à Enel
CPFL, na forma a ser indicada pela SCT com base no período e nas premissas
trazidas, e inclua esse valor no processo tarifário da Distribuidora, conforme
previsto na regulamentação setorial.
113. No que se refere à mencionada decisão, o ONS, por meio da Carta CTA-ONS DPL 0697/2022
(sic 48513.011379/2022-00) indicou que a CTEEP consolidou as obras no POTEE 2022 – Reforços de
Pequeno Porte.
114. Por sua vez, a SCT, a fim de dar seguimento à análise do caso, abriu o processo
48500.004327/2022-60. Contudo, dado os fluxos necessários ao referido exame de informações e ao
acúmulo de vários processos que ensejam a atenção da referida área de concessões, não foi possível
concluí-lo até a presente data. Logo, a referida determinação será cumprida assim que concluídas as
análises finais do caso.
115. Salienta-se que os direitos e ajustes julgados pela Diretoria da ANEEL serão atendidos, com
as devidas atualizações, assim que o conjunto de dados puder ser avaliado.
Despacho ANEEL nº 1.210, de 10 de maio de 2022
116. Por meio do Despacho ANEEL nº 1.210, de 10/05/2022, a diretoria colegiada da ANEEL
decidiu manter 04/04/2018 como a data de entrada em operação comercial dos dois transformadores
230/69 kV – 100 MVA da SE Juazeiro da Bahia III, outorgados à Odoyá por meio do Contrato de Concessão
nº 017/2014, conforme os TLP emitidos originalmente pelo ONS; e determinou que a SGT reconheça os
encargos relacionados à conexão da Coelba no ponto de conexão SE Juazeiro da Bahia III 69 kV na tarifa
dos consumidores finais dessa distribuidora somente a partir de 16/04/2019. Assim, informamos que essa
determinação será cumprida no processo tarifário da Coelba de 2023.
Despacho ANEEL nº 1.368, de 24 de maio de 2022
117. Na 18ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, foi aprovado, por meio do Despacho nº
1.368, de 24 de maio de 2022:
(i) conhecer e, no mérito, negar provimento aos Pedidos de Reconsideração
interpostos pela Celesc Distribuição S.A. – Celesc-DIS e Companhia de Geração e
Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil – Eletrobras CGT Eletrosul,
mantendo inalterados os resultados constantes da Resolução Homologatória nº
2.921, de 2021, que homologou o resultado da Revisão Tarifária Periódica – RTP,
as Tarifas de Energia – TE, e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD,

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
da Celesc-DIS e deu outras providências; e (ii) determinar que na Receita Anual
Permitida – RAP, a ser homologada para o ciclo 2022-2023 da transmissão, a
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, proceda com as compensações
relativas à transferência de equipamentos à Celesc-Dis.
(grifos nossos)
118. Recordando o fato: em virtude de transferência de Demais Instalações de Uso Exclusivo de
propriedade da CGT Eletrosul para a distribuidora Celesc-Dis, ocorreu a indesejável situação de o
consumidor da distribuidora, em seu processo tarifário de 2021, estar arcando com dois custos associados
aos mesmos ativos. Em função disso, foi processado desconto das parcelas de receitas de Encargos de
Conexão aprovados até então pela REH nº 2.895/2021 na base de custos do processo da distribuidora.
Assim, a CGT Eletrosul recebeu menos do que lhe estava fixado para o ciclo 2021-2022 para esses ativos.
119. Nesse sentido, é forçoso esclarecer que o rito ordinário seria pagar integralmente o que
estava até então estabelecido pela Resolução Homologatória nº 2.895, de 13 de julho de 2021, para os
equipamentos (R$ 13.090.332,96) e devolver ao consumidor no ciclo 2022-2023 a parcela proporcional
após a data de transferência, o que totalizaria R$ 9.889.084,92. Logo, em nosso entendimento, a parcela
de RAP descontada por ocasião do processo tarifário 2021 da Celesc-Dis reflete apenas um ajuste
antecipado do que viria a acontecer no ciclo 2022-2023, conforme tabela abaixo:
Tabela 15 – saldo da PA relativa à transferência de instalações da CGT para a Celesc-D.
(a) = (b) + (c) RAP no ciclo 2021-2022 (base utilizada no RTA da Celesc) R$ 13.090.332,96
(b) Financeiro R$ 1.594.271,74
(c) Demais R$ 11.496.061,22

(d) PA no ciclo 2022-2023 (se recebida toda RAP) – pro rata de (c) - R$ 9.889.084,92
(e) Valor descontado da CGT no processo da Celesc - R$ 4.978.091,41
(f) = (d) – (e) PA residual para devolução ao consumidor da Celesc (nominal) - R$ 4.910.993,51
120. Ademais, eventuais diferenças entre os valores estabelecidos pela Resolução
Homologatória nº 2.895, de 13 de julho de 2021, e os valores finais do ciclo, estabelecidos pelo Despacho
nº 1.425, de 31 de maio de 2022, são captadas em rubrica específica na RAP do ciclo 2022-2023, conforme
subitem "III.4.6.1 - Despacho nº 1.425, de 2022: Efeitos Financeiros em Encargos de Conexão".
121. Além disso, os equipamentos transferidos foram excluídos da lista de módulos e as receitas
RPC relativas às PRT nº 579/2012 e nº 120/2016 (componente econômico) foram ajustadas.
122. Diante dos fatos relatados e do questionamento da CGT Eletrosul, encaminhado por meio
da Carta CE DRP-0043/2022 (48513.014913/2022-00), solicitamos à SRM manifestação quanto (i) ao
cálculo da PA, conforme elucidado anteriormente; e (ii) como deveríamos proceder por ocasião do ajuste
das respectivas receitas de O&M (PRT 579/2012) para as linhas de transmissão, se devemos considerar a
extensão das respectivas linhas ou a metade, como argumenta a transmissora.
123. Em sua resposta, efetuada por meio do Memorando nº 083/2022-SRM/ANEEL32, de 20 de
32 SIC 48580.000802/2022-00.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
junho de 2022, a SRM (i) ratificou o entendimento de que a parcela da RAP descontada da CGT Eletrosul
no âmbito do processo de revisão tarifária da Celesc tratou-se de um ajuste antecipado que viria a ocorrer
no ciclo 2022/2023; (ii) corroborou com os cálculos descrito na Tabela 15 acima e; (iii) concordou com o
argumento apresentado pela CGT quanto aos ajustes de linhas de transmissão em circuito duplo procede.
124. Dessa forma, a determinação contida no Despacho nº 1.368, de 24 de maio de 2022, será
cumprida por meio da PA, conforme consta na Tabela 15 e o ajuste da receita de O&M referente à
transferência das linhas de transmissão em circuito duplo, processadas no ciclo anterior, será tratada em
item específico da presente análise.
III.4.6.6 – Equipamentos retirados de operação ao longo do ciclo 2021-2022
125. Conforme consta no Submódulo 9.7 do PRORET, o equipamento retirado de operação
comercial terá a receita a ele associada cancelada na data da retirada de operação. Sendo assim, a parcela
de RAP associada aos módulos que foram substituídos, desativados ou transferidos para distribuidora ao
longo do ciclo 2021-2022 e que não foram reutilizados foi cancelada e subtraída da parcela de RAP total
recebida pelas respectivas concessionárias. Além disso, foi calculada uma PA a ser devolvida pelas
concessionárias a partir da data de retirada de operação do equipamento até 30/06/2022 devido ao
cancelamento da parcela de RAP correspondente.
126. A Tabela 16 apresenta os módulos que se enquadram nessa situação, a parcela de RAP total
que foi cancelada, a preços de junho de 2021 e a PA associada, a preços de junho de 2022.
Tabela 16– Parcela de Ajuste a ser devolvida às Concessionárias por cancelamento da parcela de RAP
Ato da
Parcela de RAP
Substituição, PA atualizada

Módulo Transmissora Contrato Cancelada (R$)
Desativação ou (ref.: 06/2021) Nota
(ciclo 2021-2022)
Transferência
EL 138 kV IMBITUBA LT
138 kV IMBITUBA

/PAL.PINHEIRA C-1 SC CGT 057/2001 DSP 2410/2021 25.303,40
LT 138 kV IMBITUBA

/J.LACERDA-A C-1 SC CGT 057/2001 DSP 2410/2021 938.597,02
LT 138 kV IMBITUBA

/PAL.PINHEIRA C-1 SC CGT 057/2001 DSP 2410/2021 2.844.156,70
LT 138 kV PAL.PINHEIRA

/PALHOCA ESU C-1 SC CGT 057/2001 DSP 2410/2021 1.658.932,44 4.910.993,51 (a)
LT 138 kV PALHOCA ESU

/J.LACERDA-A C-1 SC CGT 057/2001 DSP 2410/2021 4.073.675,37
EL 138 kV PAL.PINHEIRA
LT 138 kV PAL.PINHEIRA

/PALHOCA ESU C-1 SC CGT 057/2001 DSP 2410/2021 755.999,85
EL 138 kV PAL.PINHEIRA
LT 138 kV IMBITUBA

/PAL.PINHEIRA C-1 SC CGT 057/2001 DSP 2410/2021 755.999,85
TR 230/34,5 kV S.MATEUS

SUL TR1 PR COPEL-GT 060/2001 REA 7384/2018 926.192,30 1.106.710,19 (b)

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
Ato da
Parcela de RAP
Substituição, PA atualizada

Módulo Transmissora Contrato Cancelada (R$)
Desativação ou (ref.: 06/2021) Nota
(ciclo 2021-2022)
Transferência
TR 230/34,5 kV S.MATEUS

SUL TR2 PR COPEL-GT 060/2001 REA 7384/2018 919.694,05 1.019.298,34 (b)
TR 230/138 kV PATO

BRANCO TRB PR COPEL-GT 060/2001 REA 7384/2018 1.632.445,33 1.706.276,71 (b)
TR 230/138 kV PALHOCA

ESU TR1 SC CGT 057/2001 REA 7529/2018 635.237,34 658.243,66 (b)
TR 230/138 kV PALHOCA

ESU TR2 SC CGT 057/2001 REA 7529/2018 601.389,39 502.148,46 (b)
TR 230/138 kV PALHOCA

ESU TR3 SC CGT 057/2001 REA 7529/2018 601.389,39 412.496,29 (b)
TR 230/34,5 kV PONTA G

NORTE TR1 PR COPEL-GT 060/2001 REA 7515/2018 1.306.439,12 556.076,29 (b)
TR 230/138 kV MARINGA

TRB PR COPEL-GT 060/2001 REA 7515/2018 2.309.898,22 1.859.341,71 (b)
TR 230/69 kV UBERABA

TRA PR COPEL-GT 060/2001 REA 7515/2018 417.666,14 328.671,57 (b)
TR 230/138 kV JOINVILLE

TR3 SC CGT 057/2001 REA 7576/2019 305.110,74 208.330,18 (b)
TR 230/138 kV JOINVILLE

TR7 SC CGT 057/2001 REA 7576/2019 266.968,24 279.844,39 (b)
TR 230/69 kV JOINVILLE

TR8 SC CGT 057/2001 REA 7576/2019 654.856,56 577.213,57 (b)
TT 69/13,8 kV MATATU

TA1 BA CHESF 061/2001 REA 7806/2019 80.454,23 51.953,99 (b)
TR 500/138 kV OURO

PRETO 2 TR3 MG CEMIG-GT 006/1997 REA 7496/2018 1.548.442,32 648.785,02 (b)
TR 138/13,8 kV VARZEA

PALMA 1 TR2 MG CEMIG-GT 006/1997 REA 7596/2019 17.071,86 19.233,55 (b)
TR 138/13,8 kV VARZEA

PALMA 1 TR1 MG CEMIG-GT 006/1997 REA 7596/2019 34.750,81 39.151,06 (b)
TR 230/34,5 kV PONTA G

NORTE TR2 PR COPEL-GT 060/2001 REA 7515/2018 244.633,74 182.221,50 (b)
TR 138/69 kV JOINVILLE

TR5 SC CGT 057/2001 REA 7576/2019 133.871,74 155.808,87 (b)
TR 750/345 kV TIJUCO

PRETO TR4 SP FURNAS 062/2001 REA 11449/2022 1.904.976,88 271.969,09 (c)
TR 750/345 kV TIJUCO

PRETO TR5 SP FURNAS 062/2001 REA 11449/2022 10.765.791,21 1.537.006,83 (c)
TR 750/345 kV TIJUCO

PRETO TR6 SP FURNAS 062/2001 REA 11449/2022 1.904.976,88 135.984,55 (c)
TR 750/500 kV TIJUCO

PRETO TRR1 SP FURNAS 062/2001 REA 11449/2022 679.881,22 120.480,46 (b)
RTL 500 kV 90,6 MVAr

JAGUARA-SE RT10 SP CEMIG-GT 006/1997 REA 7496/2018 390.539,85 86.058,89 (b)
RTL 750 kV 329 Mvar

IVAIPORA RIA2 PR FURNAS 062/2001 REA 11449/2022 4.045.611,75 238.971,73 (c)

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
Ato da
Parcela de RAP
Substituição, PA atualizada

Módulo Transmissora Contrato Cancelada (R$)
Desativação ou (ref.: 06/2021) Nota
(ciclo 2021-2022)
Transferência
TR 500/69 kV TIJUCO

PRETO TREGR1 SP FURNAS 062/2001 REA 11449/2022 509.170,47 90.229,13 (b)
RTL 750 kV 329 Mvar

TIJUCO PRETO RIATP3 SP FURNAS 062/2001 REA 11449/2022 715.859,77 42.285,38 (c)
TR 500/345 kV

SAMAMBAIA TR2 DF FURNAS 062/2001 REA 11449/2022 8.969.444,32 1.041.678,85 (c)
RTB 13,8 kV 30 Mvar

JACAREPAGUA RT2 RJ FURNAS 062/2001 REA 11449/2022 118.605,55 21.017,86 (b)
TR 230/69 kV BARRO ALTO

TRR1 GO FURNAS 062/2001 REA 11449/2022 88.500,82 16.214,69 (b)
TR 345/138 kV

ADRIANOPOLIS TR2B RJ FURNAS 062/2001 REA 8707/2022 628.481,95 100.046,12 (b)
BC 13,8 kV 14,4 MVAr

TAQUARIL BC3 MG CEMIG-GT 006/1997 REA 8270/2019 49.690,17 29.252,17
BC 13,8 kV 14,4 MVAr

TAQUARIL BC4 MG CEMIG-GT 006/1997 REA 8270/2019 49.690,17 29.252,17
BC 13,8 kV 14,4 MVAr

TAQUARIL BC5 MG CEMIG-GT 006/1997 REA 8270/2019 49.690,17 29.252,17
BC 13,8 kV 14,4 MVAr
(d)

TAQUARIL BC6 MG CEMIG-GT 006/1997 REA 8270/2019 49.690,17 29.252,17
MC 13,8 kV BC 13,8 kV
14,4 MVAr TAQUARIL BC3

MG CEMIG-GT 006/1997 REA 8270/2019 53.115,48 31.268,62
MC 13,8 kV BC 13,8 kV
14,4 MVAr TAQUARIL BC5

MG CEMIG-GT 006/1997 REA 8270/2019 63.575,38 37.426,28
LT 138 kV PALMARES

/MATO ALTO C-1 RJ FURNAS 062/2001 DSP 3521/2019 145.009,34
LT 138 kV SANTA CRUZ

/BRISAMAR C-2 RJ FURNAS 062/2001 DSP 3521/2019 135.567,71
LT 138 kV SANTA CRUZ

/PALMARES C-2 RJ FURNAS 062/2001 DSP 3521/2019 115.414,69
LT 138 kV SANTA CRUZ

/PALMARES C-1 RJ FURNAS 062/2001 DSP 3521/2019 115.414,69
LT 138 kV SANTA CRUZ

/ZONA INDUSTR. C-3 RJ FURNAS 062/2001 DSP 3521/2019 156.163,90
10.511.859,18 (e)
LT 138 kV SANTA CRUZ

/ZONA INDUSTR. C-2 RJ FURNAS 062/2001 DSP 3521/2019 44.654,49
LT 138 kV SANTA CRUZ

/ZONA INDUSTR. C-1 RJ FURNAS 062/2001 DSP 3521/2019 44.654,49
LT 138 kV JACAREPAGUA

/MATO ALTO C-1 RJ FURNAS 062/2001 DSP 3521/2019 178.473,03
LT 138 kV JACAREPAGUA

/PALMARES C-1 RJ FURNAS 062/2001 DSP 3521/2019 312.327,81
LT 138 kV JACAREPAGUA

/ZONA INDUSTR. C-1 RJ FURNAS 062/2001 DSP 3521/2019 368.100,63

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
Ato da
Parcela de RAP
Substituição, PA atualizada

Módulo Transmissora Contrato Cancelada (R$)
Desativação ou (ref.: 06/2021) Nota
(ciclo 2021-2022)
Transferência
LT 138 kV SANTA CRUZ

/ZONA OESTE C-2 RJ FURNAS 062/2001 DSP 3521/2019 3.291.927,69
LT 138 kV SANTA CRUZ

/ZONA OESTE C-1 RJ FURNAS 062/2001 DSP 3521/2019 3.291.763,73
LT 138 kV ZONA OESTE

/JACAREPAGUA C-2 RJ FURNAS 062/2001 DSP 3521/2019 1.171.104,49
LT 138 kV ZONA OESTE

/JACAREPAGUA C-1 RJ FURNAS 062/2001 DSP 3521/2019 1.171.104,49
LT 69 kV LAJEADO 1

/CERTEL 2 C-1 RS CEEE-T 055/2001 DSP 655/2018 8.212,80 6.858,43 (f)
Notas: (a) equipamentos relacionados à transferência da CGT para Celesc; (b) Substituição completa; (c) Substituição parcial;
(d) desmontagem; (e) equipamentos relacionados à transferência de Furnas para Light; (f) equipamentos relacionados à
transferência da CEEE para Certe; (g) as PA relacionadas às transferências são citadas nessa tabela e em outras oportunidades
no texto, não ensejando dupla fixação do referido valor.
127. Com relação às parcelas de RAP que foram canceladas, cabem os seguintes
esclarecimentos:
128. No caso dos custos operacionais, os montantes totais a serem recebidos pelas
DEA33
concessionárias prorrogadas são calculados com base no modelo e, posteriormente, esse montante
é rateado pelos módulos de cada contrato de concessão com base no VNR. Portanto, para fins de rateio,
o valor de custo operacional associado a cada módulo não corresponde, necessariamente, ao valor de
custo operacional correspondente àquele módulo calculado por meio do modelo DEA.
129. No entanto, com a publicação do "Anexo III: Custo Unitário de cada produto por
concessionária" do submódulo 9.1 do PRORET, aprovado pela REN nº 880, de 7 de abril de 2020, é possível
estimar de forma mais precisa, o valor do custo operacional associado a cada equipamento, conforme
resultado obtido a partir do modelo DEA.
130. Sendo assim, o valor do custo operacional 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.
131. Com relação ao componente econômico da PRT nº 120/2016, foi cancelado montante
considerando 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 VNR. Portanto, para fins de rateio, o valor do componente econômico da PRT nº 120/2016
associado a cada módulo individualmente não corresponde, necessariamente, ao valor de custo capital
correspondente àquele módulo.
132. Com relação ao componente financeiro da PRT nº 120/2016, informa-se que este não foi
cancelado, pois trata-se da remuneração de um serviço já prestado, sendo, portanto, re-rateado pelos
33 Data Envelopment Analysis.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
demais módulos da transmissora.
133. A memória de cálculo encontra-se anexa ao Processo.
análise34

134. Além do que já foi relatado nesse item, cabe salientar que, na dos recursos à REH
nº 2.895/2021, alterada pela REH nº 2.959/2021, foram realizados ajustes relativos aos equipamentos
abaixo, ambos da CELG G&T (Contrato 063/2001). Contudo, os referidos equipamentos ainda foram
publicados na lista de módulos aprovada pelo Despacho nº 1.425/2022.
Tabela 17 – Equipamentos excluídos da lista de módulos devido sua substituição
(já analisada nos recursos à REH nº 2.895/2021)
IdeMdl Módulo
7896 MC 230 kV TR 230/138 kV C. DOURADA TR1 GO
7897 MC 138 kV TR 230/138 kV C. DOURADA TR1 GO
análise35

135. De forma semelhante, a da substituição do MC 500 kV RTB 500 kV 136 MVAr
MIRACEMA RT3 TO, IdeMdl 14189, de propriedade da Eletronorte (CC 058/2001), foi realizada no
processo de reajuste referente à RAP do ciclo 2020-2021. Dessa forma, como as receitas das PRT 579/2012
e 120/2016 ainda se encontram na lista de módulos pós recursos do ciclo 2021-2022, foi realizada
somente a exclusão desse módulo. Salienta-se que ajustes adicionais não são necessários e que as receitas
serão divididas nos módulos restantes do respectivo contrato.
136. Por fim, é necessário reforçar que, nos ajustes das receitas de O&M fixadas pela Portaria
nº 579/2012 para a CGT, foi estornado parte das receitas processadas no ciclo anterior e relacionadas
com a transferência de linhas de transmissão em circuito duplo para a Celesc-D. Tal entendimento foi
firmado após o posicionamento da SRM sobre a metodologia DEA aplicada ao caso concreto para esse
tipo de instalações (Memorando nº 083/2022-SRM/ANEEL36, de 20 de junho de 2022). A memória de
cálculo consta como anexo da presente análise.
III.4.6.7 – Ajuste para corrigir a PA Revisão decorrente da postergação da Revisão Periódica da RAP de
2020 das transmissoras licitadas.
137. Conforme consta na seção "III.2 – Da correção da PA postergação da Revisão Periódica de
2020 das Transmissoras Licitadas" da Nota Técnica Complementar nº 228/2021-SGT/ANEEL37, de 4 de
outubro de 2021, que instruiu a retificação da REH nº 2.895/21, por meio da emissão da REH nº 2.959/21,
foi proposta a correção da Parcela de Ajuste decorrente da postergação da Revisão Periódica da RAP das
transmissoras licitadas, cuja revisão deveria ter ocorrido até 1º de julho de 2020, mas que não pôde ser
realizada tempestivamente.
138. Os valores homologados pela REH nº 2.895/21 das referidas Parcelas de Ajuste totalizaram
R$ 1.302.307,73 para todas as 19 concessionárias impactadas, sendo que o valor correto, conforme
34
Nota Técnica nº 082/2022/SGT (48581.001541/2022-00), Tabela 5.
35 Nota Técnica nº 119/2020/SGT (48581.001111/2020-00), Tabela 11.
36 SIC 48580.000802/2022-00.
37 SIC nº 48581.001509/2021-00

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
exposto na referida Nota Técnica, deveria ser de R$ 20.836.923,63, a preços de junho de 2021.
139. Entretanto, apesar da correção informada, o SIGET não foi atualizado adequadamente para
refletir os valores corretos das Parcelas de Ajuste, de modo que no Despacho nº 1.425/2022, que analisou
os Pedidos de Reconsideração interpostos contra a REH nº 2.895/21, as referidas Parcelas de Ajuste
totalizaram R$ 5.530.106,68, a preços de junho de 2021. Destaca-se que os valores equivocados foram
considerados no cálculo da PA Apuração das 19 concessionárias impactadas, realizado no âmbito deste
processo.
140. Sendo assim, foram calculadas Parcelas de Ajuste, conforme tabela a seguir, totalizando R$
17.102.492,25, a preços de junho de 2022, e a ser compensada ao longo do ciclo 2022-2023 para corrigir
de forma definitiva o equívoco mencionado.
Tabela 18 – Parcela de Ajuste para corrigir a PA Revisão decorrente da postergação da Revisão Periódica
da RAP de 2020 das transmissoras licitadas.
PA Revisão PA Revisão
Diferença

Valor Correto (R$) Valor SIGET (R$) Diferença (R$)
Atualizada (R$)

Concessionária Contrato REH nº 2.959/21 DSP nº 1.425/22 (Ref. Jun/21)
(Ref. Jun/22)

(Ref. Jun/21) (Ref. Jun/21) [3] = [1] - [2]
[4]
[1] [2]

108.990,53 7.929,45 101.061,08 112.916,77
CHESF 017/2009

53.443,67 3.340,23 50.103,44 55.981,19
CHESF 018/2009

51.549,90 3.221,87 48.328,03 53.997,50
TPAE 019/2009

344.674,28 21.542,14 323.132,14 361.039,46
ELETRONORTE 021/2009

| ELETRONORTE | 022/2009 | 203.075,21 | 12.692,20 | 190.383,01 | 212.717,25 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| TME | 023/2009 | 154.522,32 | 9.657,65 | 144.864,67 | 161.859,05 |
| TSP | 024/2009 | -1.000.823,00 | -62.551,43 | -938.271,57 | -1.048.342,21 |
| ESDE | 025/2009 | 136.045,43 | 8.502,84 | 127.542,59 | 142.504,88 |
| IEJAPI | 026/2009 | 184.985,52 | 11.561,58 | 173.423,94 | 193.768,67 |
| COPEL-GT | 027/2009 | 57.125,75 | 3.570,36 | 53.555,39 | 59.838,09 |
| TGO | 028/2009 | 75.113,26 | 4.694,58 | 70.418,68 | 78.679,65 |
| ODOYÁ | 017/2014 | 2.631.903,61 | 164.493,97 | 2.467.409,64 | 2.756.866,72 |
| ESPERANZA | 018/2014 | 2.838.893,98 | 177.430,87 | 2.661.463,11 | 2.973.685,02 |
| CANTAREIRA | 019/2014 | 4.508.460,17 | 4.508.460,17 | 0,00 | 0,00 |
| COPEL-GT | 021/2014 | 335.031,07 | 20.939,45 | 314.091,62 | 350.938,38 |
| COPEL-GT | 022/2014 | 894.074,68 | 55.879,67 | 838.195,01 | 936.525,45 |
| CELG G&T | 003/2015 | 99.878,67 | 6.242,42 | 93.636,25 | 104.620,92 |
| Macedo | 005/2015 | 8.524.156,08 | 532.759,75 | 7.991.396,33 | 8.928.884,04 |
| MORRO AGUDO | 006/2015 | 635.822,50 | 39.738,91 | 596.083,59 | 666.011,42 |
| TOTAL | 20.836.923,65 | 5.530.106,68 | 15.306.816,97 | 17.102.492,25 |  |

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
III.4.6.8 – Ajuste devido ao recebimento dos Encargos de Conexão dos equipamentos de IdeMdl 17596
e 17604 – transferência para MEZ 5.
141. No decurso das tratativas para homologação dos encargos de conexão no processo
tarifário 2021 da CEEE-D, a MEZ 5 informou que os equipamentos de IdeMdl 17596 e 17604, quais sejam,
a IB 13,8 kV MG 230 kV PORTO ALEGRE 4 MG1 RS IB4 e o MC 13,8 kV BC 13,8 kV 6 Mvar PORTO ALEGRE
4 BC5 RS, estavam com identificação de titularidade equivocamente atribuída à CEEE-T.
142. Por meio do Despacho nº 1.425/2022 foi dado provimento ao pleito da transmissora e a
MEZ 5 consta como concessionária dos módulos, identificado com os IdeMdl 17596 e 17604, na lista de
módulos, versão pós recurso do ciclo 2021/2022. Disso decorreu a necessidade de calcular a parcela de
ajuste para devolver para a MEZ 5 o valor que deixou de receber da distribuidora CEEE-D. Como esse
valor foi pago pela distribuidora para a CEEE-T, há também a necessidade de uma parcela de ajuste
negativa, no mesmo valor, para que a transmissora devolva o valor recebido.
143. Dessa forma, deverá ser incluído na receita do ciclo 2022/2023 da MEZ 5 uma parcela de
ajuste positiva de R$ 15.855,50, corrigido pelo IPCA, e da CEEE-T uma parcela de ajuste negativa de R$
15.855,50 conforme valores apresentados na tabela a seguir.
Tabela 19: PA Outros Ajustes da MEZ 5 e CEEE-T referente custo conexão com distribuidora CEEE-D
RAP Conexão/DIT RAP Conexão/DIT
TRANSMISSORAS Grupo Equipamento Atualização
(R$) (R$)

CEEE-T GRP 13,8 kV PORTO ALEGRE 6 RS (14.190,75) IPCA (15.855,50)
MEZ 5 GRP 13,8 kV PORTO ALEGRE 4 RS 14.190,75 IPCA 15.855,50
III.4.6.9 – Carta ARG. D.I-III 666/2022 – ARGO III
144. Por meio da Carta ARG. D.I-III 666/202238, de 10 de junho de 2022, a ARGO III questionou
os ajustes processados no ciclo passado. Verificada a veracidade das informações prestadas pela
transmissora junto ao ONS, resta estabelecer PA em favor da transmissora.
III.4.6.10 – Transferências de usuários e proprietários de ativos de transmissão
145. No decurso do ciclo 2021-2022 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.4.6.10.1 – Transferência não onerosa da linha LT 138 kV SANTA CRUZ /BRISAMAR C-2 RJ de Furnas
Centrais Elétricas S.A. para Light Serviços de Eletricidade S.A.
146. Por meio da carta REQ.DR.00020.202139, de 17/08/2021, a transmissora Furnas apresentou
o "Termo de Transferência Não Onerosa que entre si celebram Furnas Centrais Elétricas S.A. e a Light -
38 SIC 48513.015857/2022-00
39 SIC 48513.025906/2021-00.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
Serviços de Elétricas S.A." referente à transferência da linha LT 138 kV SANTA CRUZ /BRISAMAR C-2 RJ da
transmissora Furnas para a distribuidora Light a partir da data de assinatura desse termo em 10/08/2021.
Essa transferência foi autorizada pelo Despacho nº 3.521, de 17/12/2019.
147. Como o termo de transferência não detalha a composição do objeto efetivamente
transferido, foi informado por Furnas a relação de módulos relativos aos ativos transferidos para a
distribuidora:

| Edificação | Módulo | IdeMdl |
| --- | --- | --- |
| LT 138 kV PALMARES /MATO ALTO RJ | LT 138 kV PALMARES /MATO ALTO C-1 RJ | 3256 |
| LT 138 kV SANTA CRUZ /BRISAMAR RJ | LT 138 kV SANTA CRUZ /BRISAMAR C-2 RJ | 3475 |
| LT 138 kV SANTA CRUZ /PALMARES RJ | LT 138 kV SANTA CRUZ /PALMARES C-2 RJ | 3481 |
| LT 138 kV SANTA CRUZ /PALMARES RJ | LT 138 kV SANTA CRUZ /PALMARES C-1 RJ | 3478 |
| LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA INDUSTR. RJ | LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA INDUSTR. C-3 RJ | 3490 |
| LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA INDUSTR. RJ | LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA INDUSTR. C-2 RJ | 3487 |
| LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA INDUSTR. RJ | LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA INDUSTR. C-1 RJ | 3484 |
| LT 138 kV JACAREPAGUA /MATO ALTO RJ | LT 138 kV JACAREPAGUA /MATO ALTO C-1 RJ | 3406 |
| LT 138 kV JACAREPAGUA /PALMARES RJ | LT 138 kV JACAREPAGUA /PALMARES C-1 RJ | 3409 |
| LT 138 kV JACAREPAGUA /PALMARES RJ | LT 138 kV JACAREPAGUA /PALMARES C-1 RJ | 3409 |
| LT 138 kV JACAREPAGUA /ZONA INDUSTR. RJ | LT 138 kV JACAREPAGUA /ZONA INDUSTR. C-1 RJ | 3415 |
| LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA OESTE RJ | LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA OESTE C-2 RJ | 28230 |
| LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA OESTE RJ | LT 138 kV SANTA CRUZ /ZONA OESTE C-1 RJ | 28226 |
| LT 138 kV ZONA OESTE /JACAREPAGUA RJ | LT 138 kV ZONA OESTE /JACAREPAGUA C-2 RJ | 28231 |
| LT 138 kV ZONA OESTE /JACAREPAGUA RJ | LT 138 kV ZONA OESTE /JACAREPAGUA C-1 RJ | 28227 |

Quadro 4 – relação de equipamentos transferidos de Furnas à Light-D, conforme Despacho nº 3.521/2019.
148. Considerando a transferência efetivada a partir de 10/08/2021, deve ser apurada duas PA
no período de 10/08/2021 a 30/06/2022, uma em favor dos consumidores da distribuidora e outra em
favor dos usuários que compartilham a LT 138 kV SANTA CRUZ/BRISAMAR RJ (IdeMdl 3475).
149. Diante do exposto, foram cadastradas as seguintes Parcelas de Ajuste:
Tabela 20 – PA em função da transferência de ativos de Furnas para Light-D.

Transmissora Contrato Grupo PA (ref.: 06/2022)
Furnas 062/2001 GRP JACAREPAGUA - LIGHT - 10.376.674,98
Furnas 062/2001 GRP LT 138 kV ANGRA / S.CRUZ - 135.184,19
III.4.6.10.2 – Transferência Onerosa de Ativos CEEE-GT para Certel - Carta nº 003/2022/PR/CPFL, de
04/04/2022
150. Por meio da Carta nº 003/2022/PR/CPFL, de 04/04/2022, a CPFL Transmissão (antiga CEEET) informou que os ajustes no tratamento tarifário do módulo LT 69 kV LAJEADO 1 /CERTEL 2 C-1 RS ainda
não foi realizado, embora já ter sido concluído a transferência onerosa da instalação para a Cooperativa
de Distribuição de Energia Teutônia - Certel Energia, com base no Despacho nº 655, de 23/03/2018, em

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
que a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira anuiu o pedido formulado pela CEEE-GT.
Segundo o Termo de Transferência Onerosa de Ativos CEEE-GT nº 50000157 isso ocorreu em 27/08/2018.
Diante disso solicitou:
19.1. Reconheça os efeitos do Termo de Transferência Onerosa de Ativos CEEEGT
nº 50000157, de 27/08/2018, celebrado entre CEEE-GT e CERTEL, quais sejam, a
transferência de titularidade da LT 69 kV LAJEADO 1 /CERTEL 2 C- 1 RS (ideMdl
18186) para a CERTEL em 27/08/2028, nos termos do Despacho nº 655, de
23/03/2018;
19.2 Reconheça, diante das restrições contratuais e regulatórias, o impacto nulo
na Parcela de Ajuste entre CPFL TRANSMISSÃO e CERTEL uma vez que o efetivo
faturamento entre CPFL TRANSMISSÃO e CERTEL consta suspenso até que a
controvérsia tarifária seja sanada, a despeito dos comandos estabelecidos nas
REHs referentes aos Ciclos 2020/2021 e 2021/2022;
19.3. Reconheça que os Ajustes Tarifários entre CPFL TRANSMISSÃO e RGE Sul já
foram perfectibilizados, consoante comandos estabelecidos na REH referente ao
Ciclo 2019/2020; e
19.4 Proceda, a tempo do próximo processo de Reajuste Tarifário Ciclo
2022/2023 da CPFL TRANSMISSÃO, os ajustes definitivos provenientes da
conclusão do processo de transferência das instalações para a CERTEL.
151. Ao analisar a lista de módulo do ciclo 2018/2019 até o ciclo 2021/2022, constatou-se que
que no ciclo 2018/2019 foi definido a distribuidora RGE Sul como responsável pelo pagamento dos custos
de conexão e a partir do ciclo 2020/2021 esse custo foi alocado para a Certel conforme apresentado na
tabela a seguir.
Tabela 21: Módulo LT 69 kV LAJEADO 1 /CERTEL 2 C-1 RS
Concessionária Contrato do Situação da RAP do

Ciclo Tipo Uso Usuário
do Módulo Módulo RAP Ciclo
Pós Recurso da REH COOPERATIVA DE
2859/2021 – Ciclo DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

2021/2022 CEEE-T 055/2001 Exclusivo Ativa 8.212,80 TEUTÔNIA - CERTEL
COOPERATIVA DE
DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

Ciclo 2020-2021 CEEE-GT 055/2001 Exclusivo Ativa 7.656,55 TEUTÔNIA - CERTEL
Ciclo 2019-2020 CEEE-GT 055/2001 Exclusivo Ativa 6.584,97 Não consta
RGE SUL DISTRIBUIDORA DE

Ciclo 2018-2019 CEEE-GT 055/2001 Exclusivo Ativa 6.291,88 ENERGIA S.A.
152. Como os efeitos da transferência onerosa do módulo LT 69 kV LAJEADO 1 /CERTEL 2 C-1 RS
vigorou a partir de 27/08/2018, o encargo de conexão não é mais devido à CPFL Transmissora a partir
dessa data e os ajustes solicitados devem ser parcialmente atendidos.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
153. Não se identificou na lista de módulos, na lista das Parcelas de Ajuste e nas Notas Técnicas
nº 115/2019-SGT/ANEEL e nº 63/2020-SGT/ANEEL, referente à REH nº 2.565/2019, que tenha ocorrido
ajuste na cobertura do encargo de conexão do ciclo 2018/2019 uma vez que a CPFL Transmissora deixou
de fazer jus ao recebimento desse encargo a partir da concretização da transferência onerosa módulo do
LT 69 kV LAJEADO 1 /CERTEL 2 C-1 RS para a permissionária Certel.
154. Por isso, faz-se necessário definir uma PA para que a transmissora devolva para os
consumidores da RGE Sul o valor apurado no período de 27/08/2018 a 30/06/2019. Esse valor corrigido
pelo IPCA é de R$ 6.858,43 a preços de junho/2022.
155. Quanto aos valores de encargo de conexão estabelecidos nos ciclos 2020/2021 e
2021/2022 pelas REH nº 2.725/2020 e REH nº 2.959/2021, como devidos à CPFL Transmissora pela
permissionária Certel, constata-se que não cabe apuração de uma Parcela de Ajuste diante da informação
prestada na Carta nº 003/2022/PR/CPFL de que houve um acordo entre as partes para suspenderem o
pagamento até manifestação da ANEEL:
Neste contexto, CPFL TRANSMISSÃO e CERTEL entenderam que o efetivo
faturamento ficasse suspenso até que a controvérsia tarifária posta fosse
esclarecida e sanada junto à ANEEL.
156. Salienta-se ainda que os custos de O&M da PRT 579/2012 foram reduzidos devido a
transferência do equipamento. As memórias de cálculo da PA e do ajuste da receita de O&M acompanham
o resultado da análise.
III.4.6.10.3 - Transferência de ativos da CGT para Celesc – DSP 2410/2021
157. Em 10 de agosto de 2021, por meio do Despacho n. 2.410, foi autorizada a transferência de
Demais Instalações de Transmissão de Uso Exclusivo (DIT) da CGT Eletrosul para a Celesc-Dis. Contudo,
em 17 de agosto de 2021, por meio da Resolução Homologatória n. 2.921, foi aprovada a Revisão Tarifária
da Celesc-Dis, na qual os ativos transferidos pelo Despacho n. 2.410 foram considerados na base de
remuneração da distribuidora.
158. De modo a não permitir dupla cobrança dos consumidores, via encargos de conexão e via
BRR da Celesc, a Diretoria entendeu que os procedimentos de transferências que seriam processados no
ciclo 2022-2023 poderiam ser antecipados parcialmente, de modo a não onerar o consumidor
catarinense.
159. Em virtude de tal decisão, a CGT Eletrosul entrou com recurso contra o resultado da revisão
tarifária da Celesc, o que culminou com a publicação do Despacho nº 1.368/2022. A análise da
determinação da Diretoria constante neste ato foi realizada na seção III.4.6.5 – Determinações da
Diretoria.
160. É forçoso recordar apenas que a determinação da Diretoria foi cumprida na presente
análise e que todos os ajustes em função da referida transferência (exclusão de equipamentos, ajustes
em receitas da PRT 579/2012 e PRT 120/2016, se cabível, além de recálculo do ajuste da PA) foram

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
processados. As memórias de cálculo de cada item fazem parte dos anexos da análise.
III.4.6.11 – Carta CRG-C/180/2021 – Copel GeT
CRG-C/180/202140,

161. Por meio da carta de 14 de dezembro de 2021, a Cope GT requisitou:
(i) Que fossem homologadas à Copel GeT as Parcelas de Ajustes dos Encargos
de Conexão face à descontratação e/ou alteração dos Usuários, conforme consta
nos Contratos nº 002/2019 (Votorantim) e nº 001/2020 (Petrobras); e
(ii) Que seja homologada a PA de O&M referente às instalações transferidas em
função do seccionamento da LT 230 kV Cascavel – foz do Iguaçu Norte na
subestação Medianeira, conforme autorização da REA 10228/2021.
162. Nesse sentido, esclarecemos que o item (i) foi atendido no recurso à REH nº 2.895/2021 e
o item (ii) está sendo considerado em conjunto com as informações prestadas pela SCT para definição da
PA relativa aos custos de O&M de instalações transferidas.
III.4.6.12 – Reclassificação de Ativos da COPEL GT – Despacho nº 3.954/2021
163. Por meio do Despacho nº 3.954, de 14 de dezembro de 2021, a Diretoria da ANEEL decidiu
reclassificar os módulos LT 230 kV UMBARA /RL PEROXIDO C-1 PR (IdeMdl 20264) e EL 230 kV UMBARA
LT 230 kV UMBARA /RL PEROXIDO C-1 PR (IdeMdl 3068) de DIT para RB. Dessa forma, o referido ajuste
foi realizado na lista de módulos, mantendo as demais informações dos módulos inalteradas.
III.4.6.13 – Identificação de usuários DIT SE Parecis – EBTE
164. Os encargos da DIT da SE Parecis estavam sendo pagos pela distribuidora EMT desde
19/04/2011. Contudo, foram analisados os seguintes Contratos de Conexão aos Sistemas de Transmissão
(CCT) assinados pela EBTE:
•
CCT nº 011/2011: entre a EBTE e as PCHs Cidezal, Parecis, Rondon, Sapezal e Telegráfica, que compõe
o Grupo Juruena.
•
CCT nº 074/2011: entre a EBTE e os usuários Maggi Energia S.A.; Divisa Energia S.A.; Segredo Energia
S.A.; Ilha Comprida Energia S.A.; e Jesuíta Energia S.A, que compõe o Grupo Maggi.
• CCT nº 072/2012: entre a EBTE e a Centrais Elétrica Matogrossenses S.A. – CEMAT (atual Energisa Mato
Grosso – EMT).
165. Da leitura dos referidos contratos, depreende-se dos CCT nº 011/2011 e nº 074/2011 que
os grupos de geradores Grupo Maggi e o Grupo Juruena acordaram pagar os Encargos de Conexão da SE
Parecis nas proporções de 40% e 60%, respectivamente. Por sua vez, o CCT nº 072/2012 indica pagamento
de Encargos de Conexão da EMT à EBTE apenas pelas instalações contidas na SE Juína/MT, sem incluir as
40 SIC 48513.033843/2021-00.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
DIT da SE Parecis. Assim, os pagamentos de DIT referentes à conexão da SE Parecis/MT sempre foram
devidos pelos Grupos Maggi e Juruena.
166. Diante do exposto, o pagamento dos equipamentos IB 138 kV MG 230 kV PARECIS MG1 MT
IB1 (IdeMdl 19925), EL 138 kV PARECIS DIST1 (IdeMdl 19926) e EL 138 kV PARECIS DIST2 (IdeMdl 19927)
foi processado duplamente à transmissora, pelos geradores e pela EMT desde 2011.
167. Desse modo, levantado os valores dos referidos equipamentos desde 19/04/2011 e
atualizados pelo índice e metodologia de aplicação definidos no Contrato nº 011/2008, conforme
memória de cálculo anexa, deve-se proceder com a definição de PA em desfavor da EBTE no valor de -R$
3.787.665,78.
168. Os grupos atribuídos às DIT desses equipamentos devem ser adaptados para não se repetir
tal indébito no ciclo 2022-2023 e posteriores. Assim, respeitando as proporções estabelecidas nos CCT
nas quais 60% das DIT da SE Parecis são pagas pelo Grupo Jurema e 40% são pagas pelo Grupo Maggi, os
pagamentos dessas DIT foram alocados conforme quadro abaixo.

Equipamento Grupo ciclos anteriores Usuário Grupo ciclo 2022-2023 Usuário definido
anterior

IB 138 kV MG 230 kV PARECIS MG1 GRP 138 kV PARECIS MT EMT GRP 138 kV PARECIS MT Parecis Energia S.A.
MT IB1

EL 138 kV PARECIS DIST1 GRP PARECIS – EMT EMT GRP PARECIS – Grupo Juruena Parecis Energia S.A.
EL 138 kV PARECIS DIST2 GRP PARECIS – EMT EMT GRP PARECIS – Grupo André Maggi Energia S.A.
Maggi
Quadro 5 – ajustes de usuários das DIT da SE Parecis.
169. Ainda, para se processar o ajuste financeiro, a PA deve ser definida em outro grupo no qual
a EMT seja usuária exclusiva. Dessa forma, a PA calculada será definida para o grupo de RBF PARECIS230/138 kV. Assim, a EBTE devolverá os valores duplamente recebidos com repasse direto aos
consumidores finais da EMT.
170. Como o valor possível de ser descontado no ciclo 2022-2023 é inferior ao devido, a
diferença será processada na PA Apuração do ciclo 2023-2024.
III.4.6.14 – Carta CE DRP-0050/2022 – CGT Eletrosul
171. Por meio da carta CE DRP-0050/202241, de 17 de junho de 2022, a CGT Eletrosul requisitou:
(i) Revisar a lista de módulos disponibilizada por meio do Despacho nº
1.425/2022, de modo a contemplar os ajustes de receita já processados
por ocasião da REH nº 2.959/2021 e relacionados com o fim da concessão
da Conversora de Uruguaiana (PRT MME nº 624/2014);
(ii) Analisar os pleitos constantes na CE DRP-0121/202142, de 25 de outubro
41 SIC 48513.016361/2022-00.
42 SIC 48513.029229/2021-00.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
de 2021, não verificados por ocasião da análise dos recursos do ciclo
anterior, quais sejam:
(ii.a) Revisão do cálculo do modelo DEA relativo à LT 138 kV BiguaçuFlorianópolis C1 e C2, processado no ciclo 2021-2022; e
(ii.b) Alteração do titular do Contrato nº 004/2012 para CGT Eletrosul.
172. Considerados os argumentos apresentados pela transmissora, recomendamos a
republicação da lista de módulos constante no Despacho nº 1.425/2022, de modo a contemplar os ajustes
de receita já processados por ocasião da REH nº 2.959/2021 e relacionados com o fim da equiparação da
Conversora de Uruguaiana (PRT MME nº 624/2014). Salientamos que a Portaria nº 654/GM/MME, de 13
de junho de 2022, extinguiu formalmente a equiparação.
173. Quanto ao pleito relativo à revisão do cálculo de redução da receita de O&M da PRT
579/2012 em virtude da transferência LT 138 kV Biguaçu-Florianópolis C1 e C2, salientamos que a SRM
foi instada a manifestar-se sobre o pleito apresentado pela transmissora por meio do Memorando nº
126/2022-SGT/ANEEL43, de 3 de junho de 2022. Em sua resposta, encaminhada pelo Memorando nº
083/2022-SRM/ANEEL44,
de 20 de junho de 2022, a área técnica informou que:
5. O ajuste prospectivo da RAP referente à operação e manutenção das
instalações transferidas deve ocorrer a partir de modelagem semelhante à
adotada no estudo realizado no âmbito do processo de revisão. Nesse sentido,
destacamos, por fim, que deve ser realizado ajuste para linhas de transmissão em
circuito duplo, as quais devem ter contabilizadas metade do comprimento de
seus circuitos, conforme detalhado, tanto na Nota Técnica nº 160/2017SRM/ANEEL quanto na Nota Técnica nº 204/2018-SRM/ANEEL.
(grifos nossos)
174. Dessa forma, nos cálculos de ajuste de RAP da PRT 579/2012 para o ciclo 2022-2023 foi
processada reconstituição da metade do valor processado no ciclo anterior, como orientou a área de
regulação.
175. Com relação ao pleito de alteração do titular do Contrato nº 004/2012 para CGT Eletrosul,
informamos que, após ouvida a área de concessões, as instalações do referido contrato foram alteradas.
III.4.6.15 – Carta CE-SRR-011/2022 – Chesf
176. Por meio da carta CE-SRR-011/2022 (sic 48513.002239/2022-00), a Chesf informou à SGT
que solicitara o apoio da SCT para que realizássemos o pagamento dos custos incorridos pela aludida
transmissora com a elaboração do Relatório Técnico (R4) nos trâmites do Leilão 002/2019.
177. Contudo, salientamos que por meio da Portaria nº 610/GM/MME, de 28 de janeiro de
2022, o Ministério de Minas e Energia – MME declarou a caducidade do Contrato de Concessão nº
43 SIC 48581.001586/2022-00.
44 SIC 48580.000802/2022-00.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
12/2020-ANEEL.
178. Assim, como comunicado pela SCT por meio do Ofício nº 121/2022-SCT/ANEEL, de
8/03/2022 (SIC nº 48526.001215/2022-00), o pedido deve ser negado por hora, visto que o Poder
Concedente ainda não se manifestou quanto à nova licitação do empreendimento advindo de contrato
caducado. Em havendo nova licitação do empreendimento, o valor do relatório atualizado para a data do
leilão será incluído como obrigação a ser paga à Chesf pela futura transmissora vencedora do certame.
III.4.6.16 - Ofício MSG.DP.019.2022 – Mata de Santa Genebra (Genebra)
179. Por meio do documento Ofício MSG.DP.019.202245, de 25/05/2022, a Transmissora Mata
de Santa Genebra (MSG) reiterou o Ofício MSG.DP.101.2021 em que solicitou a revisão do cálculo da
parcela de ajuste apurada para a MSG.
180. Informa-se que o pedido original foi contemplando na REH nº 2.959/2021 que promoveu a
retificação da REH nº 2.895/2021. A análise dos pedidos de reconsideração contra a REH nº 2.895, de
13/07/2021, foi concluída com a publicação do Despacho nº 1.425, de 31/05/2022, e o resultado para a
parcela de ajuste da MSG pode ser consultada na Tabela 9 da Nota Técnica nº 82/2022-SGT/ANEEL
disponível nesse Despacho.
III.4.6.17 – PA Fim de vigência TLR
181. Com o início da vigência da REN nº 84146, de 2018, que ocorreu a partir de 1º de julho de
2019, o ONS passou a emitir, nos casos previstos na referida Resolução, Termos de Liberação de Receita
– TLR que é o "documento que, a partir da data especificada, dá o direito ao recebimento de parcela de
Receita Anual Permitida – RAP das FT ou Grupo de FT discriminados, quando houver Pendências
Impeditivas de Terceiros ou Pendências Impeditivas de Caráter Sistêmico e não houver Pendências
Impeditivas Próprias (conforme REN nº 841/2018).
182. Portanto, o TLR dá o direito à transmissora ao recebimento de 90% ou 100% da RAP
correspondente, a depender do caso, porém tem a particularidade de possuir, no momento da sua
emissão, prazo de vigência determinado, conforme consta nos parágrafos 10º e 11º da REN nº 841/2018
(atualmente itens 5.10 e 5.11 do Módulo 3 das Regras de Transmissão):
"(...)
§10º No TLR deverão ser listadas as Pendências Não Impeditivas Próprias,
contendo os prazos informados pela Transmissora para solucionar cada uma, as
Pendências Impeditivas de Terceiros, com os respectivos responsáveis, e as
Pendências Impeditivas de Caráter Sistêmico.
§11º O TLR terá vigência até a solução das Pendências Não Impeditivas Próprias,
de cada Pendência Impeditiva de Terceiros ou de cada Pendência Impeditiva de
45 SIC 48513.014371/2022-00.
46 Posteriormente incorporada ao "Módulo 3 – Instalações e Equipamentos" das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica,
aprovado pela REN nº 905, de 8 de dezembro de 2020.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
Caráter Sistêmico, quando a Transmissora deverá solicitar novos termos de
liberação".
(grifo nosso)
183. Isto posto, uma vez encerrada a vigência do TLR, é obrigação da transmissora responsável
solicitar a emissão de novos termos de liberação. Entretanto, podem ocorrer situações em que há o
encerramento da vigência do TLR, sem que haja a emissão imediata de novo Termo de Liberação – TL pelo
ONS, caso a concessionária, por exemplo, não solicite o documento no prazo adequado. Nessas situações,
a empresa fica sem qualquer Termo de Liberação vigente, portanto, sem direito ao recebimento da RAP
correspondente, já que o TL é o documento que garante o recebimento da receita.
184. O gráfico a seguir representa um exemplo hipotético que ilustra a situação descrita
anteriormente, em que a transmissora fica com o direito ao recebimento da RAP "suspenso" entre o fim
de vigência do primeiro TLR e o início de vigência do segundo TLR e entre o fim de vigência do segundo
TLR e o início de vigência do TLP.
Gráfico 01 – Exemplo hipotético de existência de TLRs com vigência.
Direito ao Recebimento de RAP
TLD (RAP 100%)
100% TLR 2 (RAP 90%)
90%
TLR 1 (RAP 90%) TLP (RAP 90%)
80%
70%
(%) 60%
RAP 50%
40%
30%
20%
10%
0%
jan/21 fev/21 mar/21 abr/21 mai/21 jun/21 jul/21 ago/21 set/21 out/21 nov/21 dez/21 jan/22 fev/22 mar/22 abr/22 mai/22 jun/22 jul/22 ago/22 set/22 out/22 nov/22 dez/22
%RAP
185. Após extensa análise, verificou-se que, desde o início de vigência da REN nº 841/2018, tais
situações, em geral, não estavam sendo consideradas adequadamente no cálculo da PA Apuração e no
cálculo dos encargos de conexão a serem pagos pelos usuários das DIT de Uso Exclusivo. As
concessionárias que se enquadravam na situação descrita permaneciam recebendo a parcela de RAP
correspondente, mesmo nos casos em que não havia TL vigente, em função do encerramento da vigência
do TLR.
186. Sendo assim, foram calculadas Parcelas de Ajuste, conforme tabela a seguir, a serem pagas
pelas concessionárias de modo a devolver os valores de receita recebidos indevidamente pelas empresas
no período em que não havia TL vigente em decorrência do encerramento da vigência do TLR.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
Tabela 22 – Parcela de Ajuste em decorrência do encerramento da vigência do TLR.
Valor da PA (R$)
Concessionária Contrato
Ref.: Jun/22

| MANTIQUEIRA | 005/2016 | -107.583,65 |
| --- | --- | --- |
| COPEL-GT | 006/2016 | -1.737.300,17 |
| MIRACEMA | 017/2016 | -946.084,96 |
| LITORAL SUL | 018/2016 | -758.866,32 |
| PARANAÍTA | 022/2016 | -145.876,19 |
| EQTLT04 | 012/2017 | -696.438,00 |
| EQTLT06 | 014/2017 | -806.304,69 |
| GUAÍRA | 023/2017 | -238.551,21 |
| ATIBAIA | 038/2017 | -1.143.408,41 |

Z2 045/2017 -652.612,51

| ARGO III | 049/2017 | -468.765,18 |
| --- | --- | --- |
| GRALHA AZUL | 001/2018 | -172.949,92 |
| BRE | 010/2018 | -174.812,58 |
| COLINAS | 022/2018 | -190.580,90 |
| ENERGISA PARÁ | 030/2018 | -1.792.756,67 |
| AMAPAR | 007/2019 | -29.282,08 |
| CHESF | 005/2012 | -96.716,95 |
| TP NORTE | 012/2012 | -78.974,47 |

TOTAL -10.237.864,86
III.4.6.18 – Despacho nº 299/2022
187. O Despacho ANEEL nº 299, de 01/02/2022, decidiu estabelecer procedimento excepcional
para que as receitas associadas a subestação Timóteo 2 relativas as funções transmissão FT TR 230/69 kV
TIMOTEO 2 TR1 MG e FT TR 230/69 kV TIMOTEO 2 TRR1 MG e à EL 69 kV TIMOTEO 2 DIST1 (associada à
LT 69 kV Timóteo 2 / Coronel Fabriciano 1), sejam suportadas pelos usuário da Rede Básica até que as
pendências de caráter sistêmico ou eventuais pendências impeditivas de terceiros sejam solucionadas,
além de determinar ajustes nos pagamentos já realizados.
188. Para o cumprimento dessa determinação foi cadastrado no Siget uma função transmissão
provisória de FT Módulo Geral – MG da Mantiqueira (Contrato de Concessão nº 005/2016) na subestação
Timóteo 2, associada aos módulos que fazem parte das citadas FT e da EL. Assim, a transmissora receberá
a partir do ciclo 2022-2023 as correspondentes receitas que serão suportadas pela Rede Básica.
189. Além disso, consta no voto do diretor relator que a Mantiqueira tem direito a receber a
RAP relativa às FT e EL citadas a partir de 17/11/2020, e que esses valores devem ser cobrados da Rede
Básica e que valores cobrados pela Mantiqueira da Cemig-D devem ser devolvidos à Cemig-D.
190. Também consta no voto que, em relação ao pagamento pela Cemig-D (sem cobertura
tarifária à distribuidora) da DIT no processo tarifário da distribuidora de 2020-2021, fosse calculada uma
PA em desfavor da Mantiqueira. Essa PA foi calculada e totalizou R$ 232.144,63, a preços de junho de
2022, a ser devolvida à Cemig-D. Para concluir cumprimento das determinações contidas no Despacho nº
299, de 2022, deverá ser considerado no próximo processo tarifário da Cemig-D um financeiro de mesmo
valor, ou seja, R$ 232.144,63, a preços de junho de 2022.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
III.4.6.19 – Atendimento à Liminar sobre a PA Suspensão de Pagamento Base relativa à SE Santa Quitéria
149/2021-SGT/ANEEL47,

191. Por meio da Nota Técnica nº de 2 de julho de 2021, essa SGT
recomendou a emissão de resolução para o estabelecimento das RAP referentes às instalações de
transmissão sob responsabilidade de concessionárias de transmissão para o ciclo 2021-2022.
192. Contudo, em 8 de julho de 2021, foi encaminhado à SGT o OFÍCIO nº 01047/2021/PFANEEL/
PGF/AGU48, cientificando-nos de decisão judicial envolvendo Suspensão de Pagamento Base, em favor da
CAIUA-T.
193. Dessa forma, para incluir a decisão no resultado do ciclo 2021-2022, foi emitida a Nota
Técnica nº 155/2021-SGT/ANEEL49, de 9 de julho de 2022. No resultado publicado pela REH nº 2.895, de
13 de julho, não constaram as PA Suspensão de Pagamento Base da SE Santa Quitéria e, como descrito
Nota Técnica nº 155/2021-SGT/ANEEL:
15.Dessa forma, a fim de dar cumprimento à referida liminar, o Anexo VI e a Lista
de PA constantes dos anexos da Nota Técnica nº 149/2021-SGT/ANEEL, de 2 de
julho de 2021, de estabelecimento da RAP do ciclo 2021-2022, e que são insumos
para cálculo das TUST, foram alterados. As tarifas de Fronteira (TUST-FR) dos
pontos de conexão da subestação Santa Quitéria 13,8 kV e 69 kV, ora propostas
refletem esse ajuste, ficando eventual reanálise do caso para o período pós
decisão da turma julgadora.
194. A retificação da RAP do ciclo 2021-2022, realizada por meio da REH nº 2.959, de 5 de
outubro de 2021, também considerou a decisão. Logo, os valores efetivamente faturados contra a CAIUÁT no período cumpriram a decisão.
195. Todavia, por ocasião da análise dos recursos, como as PA encontravam-se apenas com
indicação de não efetivação temporária e o caso não fora novamente analisado, as PA retornaram à base
de resultados do ciclo 2021-2022, o que foi homologado por meio do Despacho nº 1.425, de 31 de maio
de 2022.
196. Devido ao retorno das PA questionadas judicialmente, foram consideradas no cálculo da
PA Apuração de RBF do Contrato 007/2012 para os grupos SANT.QUITERIA-230/13,8 kV e SANT.QUITERIA230/69 kV as PA tratadas na liminar. Logo, para o ciclo 2022-2023 a decisão estaria sem o ajuste correto.
Para compensar tal equívoco, serão cadastradas 2 parcelas de ajuste com 11/12 do valor das referidas PA,
atualizadas, para que a CAIUÁ-T continue com os efeitos da liminar sendo mantidos.
47 SIC 48581.001043/2021-00.
48
SIC 48516.001837/2021-00.
49 48581.001062/2021-00

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
Tabela 23 – PA para a Caiuá-T em função do retorno da PA SPB no resultado do Despacho nº 1.425/2022.
PA para manutenção

Concessionária Contrato Tipo do Grupo Nome de Grupo da liminar (R$)
Ref.: 06/2022

CAIUÁ-T 007/2012 RBF SANT.QUITERIA-230/69 kV 4.367.361,93
CAIUÁ-T 007/2012 RBF SANT.QUITERIA-230/13,8 kV 2.932.414,07
197. Cabe salientar que o caso deve ser acompanhado até o próximo ciclo em virtude de a
decisão final do caso não ter sido encaminhada à SGT até o momento.
III.4.6.20 – PA recontabilização da PV em virtude da retificação da RAP do ciclo 2021-2022
198. Por meio da CTA-ONS DTA/SA 0245/202250, de 10 de fevereiro de 2022, o ONS informou à
SGT sobre os procedimentos executados em função do comando estabelecido na REH nº 2.959/2021, para
que a aplicação dos valores retificados por este ato retroagisse à 1º de julho de 2021.
199. Como comentado pelo operador, o volume de recontabilizações processadas em virtude
da retificação da RAP do ciclo 2021-2022 excedeu a capacidade técnica e operacional programada. Em
média, o ONS realiza cerca de 10 recontabilizações mensais. Todavia, em virtude da emissão da REH nº
2.959/2021, foram realizados quase 1.400 procedimentos entre agosto e outubro de 2021.
200. Assim, a parcela de recontabilização relacionada com as Parcelas Variáveis – PV de alguns
contratos não foi processada pelo ONS no decorrer do ciclo 2021-2022. Esse fato se deve ao alto volume
de ações de recontabilização e à necessidade de análise detalhada e minuciosa de cada caso. Como
salientou o operador:
"5. Diante deste cenário, o ONS recomenda que os resultados financeiros oriundos
dessas retificações sejam aplicados no processo de reajuste tarifário das
Transmissoras para o ciclo 2022-23, no qual o ONS disponibilizará à ANEEL os
valores a serem descontados para aplicação na Parcela de Ajuste do Ciclo 202223, os quais já terão sido previamente validados pelas Transmissoras."
201. Dessa forma, o ONS encaminhou à SGT as planilhas com o resultado da recontabilização de
tais PV, por FT. Nosso trabalho foi então, agregar todas as planilhas, identificar os grupos pagadores,
atualizar os respectivos valores e fixar as respectivas PA. A tabela abaixo exprime o resultado desse
trabalho, reunido por contrato51.
Tabela 24 – Resultado da PA em virtude da recontabilização da PV.
PA Recontabilização PV
Transmissora Contrato (Ref.: 06/2022)

| CEEE | 055/2001 | 238.069,77 |
| --- | --- | --- |
| CELG | 063/2001 | -2.167,10 |
| CEMIG | 006/1997 | -192.465,97 |
| COPEL | 060/2001 | -17.904,16 |

50 SIC 48513.003541/2022-00.
51 Salientamos que as PA incluídas no Siget foram realizadas por Grupo Pagador.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
PA Recontabilização PV
Transmissora Contrato (Ref.: 06/2022)

Eletronorte 058/2001 24.274,16
CGT Eletrosul 057/2001 -77.642,83

Furnas 062/2001 1.108.387,92
202. As planilhas auxiliares, encaminhadas pelo ONS, e a memória detalhada de agregação e
atualização dos respectivos valores estão disponibilizadas com os demais anexos técnicos do reajuste.
III.4.6.21 – PA ressarcimento por cancelamento de PIU na SE Sorriso
203. Conforme informado pelo ONS, foi verificado evento de ultrapassagem do Montante de
Uso do Sistema de Transmissão - MUST contratado pelo agente FS Sorriso, modalidade carga, que ensejou
a apuração de Parcela de Ineficiência por Ultrapassagem – PIU a ser paga pelo referido agente. O
montante devido pela FS Sorriso e a ser recebido pelas transmissoras foi lançado, respectivamente, nos
AVD e AVC do mês de janeiro de 2022, totalizando R$ 2.986.503,66.
204. No entanto, de acordo com o ONS, posteriormente foi percebido um equívoco na medição
realizada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e verificou-se que não houve a
ultrapassagem por parte do agente, de modo que a PIU deixou de ser devida pela FS Sorriso. Sendo assim,
apesar de ter lançado o montante referente à PIU nos AVC, o ONS determinou às transmissoras que não
realizassem o faturamento desse valor.
205. Não obstante, como a PA Apuração das transmissoras é calculada com base nos valores
lançados nos respectivos AVC e não nos valores efetivamente faturados pelas empresas, para que as
penalizadas52,
concessionárias não fossem a solução encontrada pelo ONS para equalizar a questão foi
realizar, no mês de março de 2022 e por meio de uma rubrica específica denominada "Ressarcimento de
Receita" a ser paga por todos os usuários da Rede Básica, o ressarcimento do referido valor lançado no
AVC do mês de janeiro de 2022, mas não faturado, para que no cálculo da PA Apuração o efeito fosse
neutro para as concessionárias.
206. Ocorre que a forma como a rubrica "Ressarcimento de Receita" foi tratada na PA Apuração
calculada pelo SIGET no âmbito desse processo, causou-se dupla devolução do valor em desfavor das
transmissoras: a primeira, no mês de janeiro de 2022, pois o valor informado pelo ONS ("RECEITAS
APURADAS") tem em sua composição esse montante que não foi efetivamente faturado pelas empresas;
e a segunda, no mês de março de 2022, em que existe a aplicação da rubrica "Ressarcimento de Receita",
porém ela não foi considerada na composição das "RECEITAS PERMITIDAS", o que ocasionou a devolução
desses valores também nesse mês.
52 Caso o ONS não tivesse feito o ajuste, no cálculo da PA Apuração seria considerado que as transmissoras teriam recebido um valor,
conforme AVC, mas que, na prática, não foi faturado por determinação do ONS.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
III.5 – ANÁLISE DE QUESTIONAMENTOS SOBRE O DESPACHO Nº 1.425/2022 ENCAMINHADOS PELA
RELATORIA.
156/2022-ASD/ANEEL53,

207. Por meio do Memorando nº de 29 de junho de 2022, foram
apresentados questionamentos encaminhados por transmissoras quanto ao resultado do Despacho nº
1.425, de 31 de maio de 2022. Nesse sentido, serão realizados comentários sobre tais questionamentos.
III.5.1 - Carta RE/RT- 0180A/2022 – Cemig GT
208. Por meio da carta RE/RT- 0180A/202254, de 15 de junho de 2022, a Cemig GT encaminhou
questionamento quanto ao cálculo da PA Diferença de DIT Exclusiva fixada pelo Despacho nº 1.425/2022.
O mérito questionado pela transmissora é que as instalações do GRP 13,8 kV BARBACENA 2 MG estariam
com situação "ativa" na base de dados da REH nº 2.895/2021, quando na publicação original deste ato as
instalações estariam como previstas.
209. Assim, verificadas as informações prestadas pela transmissora, procedemos com recálculo
da referida PA, restando comprovada a necessidade de inclusão de PA para recompor a referida diferença,
que atualizada tem valor de R$ 3.119.116,74, conforme tabela abaixo:
Tabela 25 – Parcela de ajuste em função do pleito encaminhado pela Carta RE/RT- 0180A/2022.
PA Diferença DIT PA Diferença
Diferença
Exclusiva DIT Exclusiva

Concessionária Contrato Nome de Grupo Diferença atualizada
Despacho nº 1.425/2022 Recálculo
(Ref.: Jun/22)
(Ref.: Jun/21) (Ref.: Jun/21)
GRP 13,8 kV

CEMIG-GT 006/1997 BARBACENA 2 MG 7.320,15 2.798.945,39 2.791.625,24 3.119.116,74
III.5.2 - Carta EQTLT07/REG/CA/095-2022 – EQTL07
210. Por meio da carta EQTLT07/REG/CA/095-202255, de 15 de junho de 2022, a EQTL07
apresentou questionamento sobre o resultado das análises que ensejaram a publicação do Despacho nº
1.425, de 31 de maio de 2022. Em sua concepção, houve redução não motivada de receitas da
transmissora.
211. Na verdade, ocorreu erro material na elaboração da tabela 8 da Nota Técnica nº 082/2022SGT/ANEEL. A tabela foi produzida considerando o somatório das receitas considerando como parâmetro
as colunas "Concessionária do Módulo" e "Contrato do Módulo" da planilha Lista de Módulos. No entanto,
para se apurar a RECEITA homologada para cada contrato deve-se utilizar as colunas "Concessionária da
Receita" e "Contrato da Receita".
212. Contudo, o mencionado erro está apenas na tabela da NT, de modo que o valor
efetivamente homologado e o valor do SIGET, constantes no Anexo I, estão corretos. Abaixo, excertos do
Anexo I da REH nº 2.959/2021 e do DSP nº 1.425/2022, relativos à RECEITA HOMOLOGADA para a
53 SIC 48575.004708/2022-00.
54 SIC
48513.016177/2022-00
55 SIC 48513.016325/2022-00.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
transmissora no ciclo 2021-2022. Percebe-se que não há diferença de receitas entre os resultados.
Figura 01 – Excerto do Anexo I relativo à EQTL 07, conforme REH nº 2.959/2021.
Figura 02 – Excerto do Anexo I relativo à EQTL 07, conforme DSP nº 1.425/2022.
III.5.3 - Carta CT/R/892/2022 - CTEEP
213. Por meio da carta CT/R/892/202256, de 15 de junho de 2022, a CTEEP apresentou
questionamentos sobre o resultado das análises que ensejaram a publicação do Despacho nº 1.425, de
31 de maio de 2022. A transmissora apresenta duas arguições, a saber:
(a) Que a descontratação de duas EL na SE Salto Grande ensejou redução de R$ 4.336.266,56 de sua
receita da PRT 579/2012, quando as receitas dos dois equipamentos somavam R$ 224.632,86
(valor da lista de módulos); e
(b) Que a substituição dos módulos de IdeMdl 13263 e 13541, conforme autorizado pela REA nº
7.952/18, não tiveram receita de O&M estabelecida no processo autorizativo (módulo novo), logo
as receitas da PRT 579/2012 não poderiam ter sido canceladas.
214. A análise das dúvidas encaminhadas pela transmissora não enseja retificações do Despacho
mº1.425/2022. Apenas quanto ao item (b), foi esclarecida a situação dos módulos junto à SCT e, conforme
elucidações abaixo, o RTB 440 kV 33,3 Mvar CABREUVA RTR1 SP (IdeMdl 13263) não teve receita de O&M
definida originalmente.
215. No caso do item (a), a descontratação das duas EL na SE Salto Grande (IdeMdl 25148 e
25149) seguiu as regras regulatórias, sendo que o valor efetivamente descontado da receita da PRT
579/2012 devido a transferências desses equipamentos foi de R$ 129.614,7 e não R$ 4.336.266,56.
216. A confusão ocorre em virtude da memória de cálculo da receita da PRT 579/2012,
56 SIC 48513.016382/2022-00

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
disponibilizada nos anexos do Despacho nº 1.425/2022, onde se identificava na linha relativa à CTEEP os
dizeres "Descontratação da SE SALTO GRANDE". Contudo, esta observação refere-se apenas aos
descontos processados na definição ordinária da RAP do ciclo.
217. O valor de R$ 4.336.266,56 representa a redução da receita de O&M em função das
substituições de equipamentos considerados tão-somente por ocasião da análise dos recursos do ciclo
2021-2022 da transmissão (coluna "NT recurso" na memória de cálculo da receita da PRT 579/2012) e
está relacionada com os seguintes equipamentos:

| IdeMdl | Concessionaria | Contrato | Nome do Modulo |
| --- | --- | --- | --- |
| 13541 | CTEEP | 059/2001 | RTB 440 kV 99,2 Mvar CABREUVA RT3 SP |
| 13263 | CTEEP | 059/2001 | RTB 440 kV 33,3 Mvar CABREUVA RTR1 SP |
| 12314 | CTEEP | 059/2001 | TR 138/88 kV ITAPETININGA 2 TR2 SP |
| 12311 | CTEEP | 059/2001 | TR 138/88 kV ITAPETININGA 2 TR1 SP |
| 18312 | CTEEP | 059/2001 | TR 138/69 kV VOTUPORANGA 2 TR2 SP |
| 17889 | CTEEP | 059/2001 | LT 88 kV MONGAGUA /PEDRO TAQUES C-1 SP |
| 21035 | CTEEP | 059/2001 | IB 230 kV MG 230 kV SANTA CABECA MG1 SP IB1 |
| 385 | CTEEP | 059/2001 | BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-CTR BC3A SP |
| 386 | CTEEP | 059/2001 | BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-CTR BC3B SP |
| 387 | CTEEP | 059/2001 | BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-CTR BC4A SP |
| 388 | CTEEP | 059/2001 | BC 20 kV 8,1 Mvar CENTRO-CTR BC4B SP |
| 13841 | CTEEP | 059/2001 | RTL 440 kV 100 Mvar CABREUVA RT1 SP |
| 12296 | CTEEP | 059/2001 | TR 345/230 kV INTERLAGOS TR1 SP |

Quadro 6 – relação equipamentos cuja substituição foi considerada no Despacho nº 1.425/2022.
218. Com relação ao item (b), deve-se dar atenção à observação trazida pela transmissora, mas
apenas parcialmente. Após consulta à planilha de cálculo da RAP no processo autorizativo
48500.000672/2018-48, verifica-se que foi considerada parcela de O&M para o equipamento de IdeMdl
13541 na RAP definida pela REA nº 7.952/2019. Contudo, para o equipamento de IdeMdl 13263, não foi
considerada tal parcela de receita.
219. Quanto aos ajustes processados pelo DSP nº 1.425/2022 e relacionados com a retirada das
receitas dos equipamentos do rol de receitas da PRT 579/2016, eles foram realizados devidamente, uma
vez que as substituições foram efetivamente realizadas.
220. Todavia, a definição regulatória de receita de O&M para o RTB 440 kV 33,3 Mvar CABREUVA
RTR1 SP (IdeMdl 13263), conforme tratamento realizado junto à SCT, não foi apreciado pela REA nº
7.952/2019. Desse modo, a área de concessões, após análise do caso, feita por meio da Nota Técnica nº
458/2022-SCT/ANEEL57, aprovou o Despacho nº 1.770, de 4 de julho de 2022. Desse modo, os custos de
O&M que a CTEEP suporta em função do referido equipamento substituído serão considerados no
próximo ciclo da RAP, conforme deliberado pela área técnica.
57 SIC 48526.003626/2022-00.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
III.5.4 - Carta CT/R/890/2022 – IEJAPI
CT/R/890/202258,

221. Por meio da carta de 15 de junho de 2022, a IEJAPI apresentou
questionamento sobre o resultado das análises que ensejaram a publicação do Despacho nº 1.425, de 31
de maio de 2022. A transmissora alega que a PA Postergação definida conforme análise constante na Nota
Técnica nº 039/2021, de 15 de março de 2021, fora reduzida sem maiores fundamentações.
222. O pleito da transmissora tem fundamento técnico e já havia sido identificado pela equipe
de reajuste da RAP. A análise do caso já foi considerada na seção III.4.6.7 – Ajuste para corrigir a PA Revisão
decorrente da postergação da Revisão Periódica.
III.5.5 - Carta CT/PR/891/2022 – IENNE
223. Por meio da carta CT/PR/891/202259, de 15 de junho de 2022, a IENNE apresentou
questionamento sobre o resultado das análises que ensejaram a publicação do Despacho nº 1.425, de 31
de maio de 2022. Em sua concepção, a metodologia de atualização da parcela de 06/2020 no cálculo da
PA Apuração estaria errada, uma vez que "o valor da PA do referido mês deveria ser corrigido pela variação
do IPCA de jun/19 para jun/21, cujo valor é 10,08%. No entanto, foi corrigido pela variação do IPCA de
jun/20 para jun/21 que corresponde a 8,05%."
224. Percebe-se, pois, que a transmissora entende que a parcela de 06/2020 deve ser atualizada
com metodologia anual. Contudo, o Contrato de Concessão nº 001/2008 prevê regime mensal de
atualização de suas receitas. Logo, o questionamento mostra-se infundado. Para os casos de metodologia
mensal, a parcela de 06/2020 deve ser atualizada utilizando a variação de jun/20 a jun/21.
III.5.6 - Carta REQ.DR.00015.2022 – FURNAS
REQ.DR.00015.202260,

225. Por meio da carta de 17 de junho de 2022, Furnas apresentou
questionamentos sobre o resultado das análises que ensejaram a publicação do Despacho nº 1.425, de
31 de maio de 2022. Em síntese, as dúvidas discutiam os seguintes tópicos:
(a) A RAP do Contrato de Concessão nº 062/2001, constante na Tabela 8 da Nota Técnica 082/2022SGT/ANEEL, diverge do que Anexo I do Despacho nº 1.425/2022;
(b) Os valores da PA Outros Ajustes relativos à Diferença entre a REH nº 2.725/2020 e o Despacho nº
1.698/2021, aprovados pelo Despacho nº 1.425/2022, estariam diferentes de sua memória de cálculo;
(c) A receita associada ao MC 34,5 kV TR 230/34,5 kV BRAS. GERAL TR4 DF (IdeRct 5249) foi excluída
equivocadamente (erro material). Ainda, foi calculada PA indevida pela substituição do referido
equipamento. Furnas entende, por fim, que se aplica dispositivo da REN nº 1.020/2022 ao caso.
226. Em nossa análise, os questionamentos apresentados por Furnas estão parcialmente
58 SIC 48513.016383/2022-00.
59 SIC
48513.016384/2022-00
60 SIC 48513.016393/2022-00

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
fundamentados. A seguir, comentários sobre os itens apresentados:
•
Item (a): Na verdade, como na seção "III.5.2 - Carta EQTLT07/REG/CA/095-2022 – EQTL07",
ocorreu erro material na elaboração da tabela 8 da Nota Técnica nº 082/2022-SGT/ANEEL. A tabela
foi produzida considerando o somatório das receitas considerando como parâmetro as colunas
"Concessionária do Módulo" e "Contrato do Módulo" da planilha Lista de Módulos. No entanto,
para se apurar a RECEITA homologada para cada contrato deve-se utilizar as colunas
"Concessionária da Receita" e "Contrato da Receita". Logo, trata-se de identificação de erro
material sem consequência objetiva para o cálculo da RAP, uma vez que o Anexo I e a Lista de
Módulos apresentam resultados alinhados com o correto fluxo de receitas.
• Item (b): Dada a ampla quantidade de informações a serem analisadas para apreciação do mérito
da questão, a falta de identificação objetiva de eventual erro material (memória de cálculo da
empresa com a indicação de eventuais erros) e o curto espaço de tempo para fecharmos a
proposta de reajuste da RAP para o ciclo 2022-2023, sugerimos que a transmissora encaminhe
memória de cálculo descrita para que possamos, conforme conveniência e oportunidade da
Administração, reapreciar o mérito após a aprovação do referido ciclo. Havendo comprovação
dos argumentos da empresa, ajustes futuros poderão ser realizados.
•
Item (c): A receita foi cancelada em razão da substituição do módulo de conexão mencionado,
autorizada pela REA nº 5.012/2015. A receita cancelada estava associada ao módulo que foi objeto
de substituição, de modo que foi aplicado o que consta no submódulo 9.7 do PRORET. Ainda, o
pedido de aplicação da REN nº 1.020/2022 não deve ser atendido, pois o referido ato tem início
de vigência a partir de 1º de janeiro de 2023 e, mesmo que estivesse vigente, o ressarcimento do
valor não depreciado do equipamento substituído por reforço deve ser estabelecido no processo
de revisão e não reajuste. Além disso, o cancelamento da RAP correspondente ainda deve ser
realizado, nos termos do submódulo 9.7 do PRORET.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
III.6 – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS DAS ATUALIZAÇÕES DA RAP
227. As receitas referentes às instalações de transmissão em operação comercial sob
responsabilidade das transmissoras para o ciclo 2022-2023 totalizam R$ 40.301.277.992,06, enquanto no
32.343.051.076,9461.
período 2021-2022 esse valor foi de R$ Dessa forma, houve aumento no valor das
receitas de 24,61% em relação ao ciclo anterior. Cabe destacar que o Componente Financeiro da Portaria
MME nº 120/2016 está incluso nesses valores de receitas. Entretanto as Parcelas de Ajuste – PA, que
também são de natureza financeira, não fazem parte desse resultado, tampouco as previsões de obras ou
as alterações decorrentes das análises contidas na Nota Técnica nº 85/2022-SGT/ANEEL62 e da decisão
monocrática exarada pelo Diretor Efrain Cruz, no âmbito do processo 48500.005952/2022-29. Logo, a
receita aqui descrita é o somatório do Item Econômico da Tabela 26, acrescido do Componente Financeiro
da Portaria MME nº 120/2016.
228. Dessa forma, para melhor entender os efeitos, faz-se necessário fragmentá-los em
resultados Econômicos, Financeiros e de Previsão de Obras, conforme apresentado na Tabela 26.
Tabela 26 – Resultado Global da Receita Anual Permitida da Rede Básica (R$)

| Itens | Ciclo 2021-2022* | Ciclo 2022-2023 | Efeito % |
| --- | --- | --- | --- |
| Econômico | 29.505.833.499,25 | 36.380.448.452,97 | 19,60% |
| Financeiro | 2.443.310.611,62 | 3.680.822.673,34 | 3,50% |
| Previsão de Obras | 3.117.105.938,00 | 1.865.187.298,13 | -3,60% |
| Total | 35.066.250.048,87 | 41.926.458.424,44 | 19,60% |

Notas: (*) Ciclo praticado conforme REH nº 2.959/2021.
229. O resultado econômico se deve ao (i) o reajuste previsto nos contratos de concessão; (ii) a
expansão do sistema de transmissão, com entrada em operação de 23 novos contratos, além das
melhorias autorizadas; e (iii) aos efeitos das revisões das receitas das concessionárias licitadas.
230. O resultado financeiro está relacionado às Parcelas de Ajuste – PA e ao Componente
Financeiro referente à Portaria MME nº 120/2016, que também passam pelo processo de reajuste
monetário.
231. E por fim, a previsão de obras caracteriza-se pelas instalações previstas para entrarem em
operação comercial no decorrer do ciclo 2022-2023, conforme informações prestadas pelas transmissoras
no SIGET. Importante destacar que no processo da TUST é realizado tratamento com eventuais glosas, a
partir de informações apuradas pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE),
acerca dessas previsões para fins de cálculo tarifário, de modo que tal estimativa pode ser alterada.
232. As Tabelas 27 a 30 totalizam os valores da RAP, por tipo, para o período 2022-2023.
61 REH nº 2.959/2021 – resultado praticado no ciclo 2021-2022.
62 SIC 48581.001571/2022-00.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
Tabela 27 – Receita Anual Permitida da Rede Básica (R$)
Ref.: Jun-2022

| RBSE [1] | RBNI [2] | Acesso à RB [3] | RBL [4] | RMEL [5] | TOTAL |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Rede Básica | 9.794.570.954,09 1.949.906.879,81 | 8.152.568,64 20.807.113.305,87 153.478.765,87 32.713.222.474,28 |  |  |  |
| RB de Fronteira | 1.609.502.203,55 903.370.019,41 | 0,00 | 799.947.451,15 71.802.165,89 3.384.621.840,00 |  |  |
| TOTAL | 11.404.073.157,64 2.853.276.899,22 | 8.152.568,64 21.607.060.757,02 225.280.931,76 36.097.844.314,28 |  |  |  |

[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 28 - Receita Anual Permitida das Demais Instalações de Transmissão (R$)
Ref.: Jun-2022

| RPC [1] | RCDM [2] | RPEC [3] | RMEL [4] | TOTAL |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| DIT compartilhada | 519.281.312,10 199.690.624,10 | 20.493.551,85 | 6.633.127,61 | 746.098.615,66 |
| DIT de uso exclusivo | 2.292.707.113,40 399.780.921,34 185.102.122,18 30.235.993,60 | 2.907.826.150,52 |  |  |
| TOTAL | 2.811.988.425,50 599.471.545,44 205.595.674,03 36.869.121,21 | 3.653.924.766,18 |  |  |

[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 29 – Receita Anual Permitida das Instalações de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração (R$)
Ref.: Jun-2022

RICG [1] RICGNI [2] RIEG [3] TOTAL
91.928.100,12 31.069.243,11 30.633.812,13 153.631.155,36
[1] Receita relativa às ICG licitadas.
[2] Receitas de novas ICG autorizadas.
[3] Receita relativa às IEG licitadas.
Tabela 30 – Receita Anual Permitida das Interligações Internacionais (R$)
Ref.: Jun-2022

REQ [1] REQNI [2] RMEL [3] TOTAL
380.950.337,75 14.763.835,60 163.582,89 395.877.756,24
[1] Receita relativa às interligações internacionais equiparadas.
[2] Receitas de novas instalações de interligações internacionais autorizadas.
[3] Receitas das melhorias.
233. A Tabela 31 relaciona, em ordem decrescente, a Receita Anual Permitida, referente às
instalações em operação comercial em 30 de junho de 2022, das 198 empresas de transmissão,
detentoras de 288 contratos de concessão.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
Tabela 31 - Empresas detentoras de contratos de concessão e suas respectivas receitas
RAP (R$)
Posição Empresa
Ref.: Jun/22
1 Furnas-Centrais Elétricas S.A. 5.470.234.028,77
2 Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 4.109.533.412,88
3 COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA 3.047.436.531,46
4 Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. ELETRONORTE 2.538.516.344,61
5 TRANSMISSORA ALIANÇA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A 1.834.320.280,50
6 XINGU RIO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 1.577.545.571,55
Companhia De Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil - ELETROBRAS
7 1.437.740.360,23
CGT ELETROSUL
8 COMPANHIA ESTADUAL DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CEEE-T 956.037.362,74
9 CEMIG Geração e Transmissão S.A. 870.622.453,97
10 Copel Geração E Transmissão S.A. 824.228.561,27
11 BELO MONTE TRANSMISSORA DE ENERGIA SPE S.A. 760.583.714,74
12 INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DO MADEIRA S/A 667.060.181,38
13 ARGO TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 580.939.982,71
14 PARANAÍTA RIBEIRÃOZINHO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 471.525.290,20
15 Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A 396.747.689,51
16 ENEL CIEN S.A 395.877.756,24
17 NORTE BRASIL TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 351.991.425,58
18 MANTIQUEIRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 309.321.399,60
19 MATA DE SANTA GENEBRA TRANSMISSÃO S.A 300.256.558,14
20 TRANSMISSORA PARAÍSO DE ENERGIA S.A. 287.858.927,42
21 CHIMARRÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 279.044.170,49
22 EDP TRANSMISSÃO SP-MG S.A. 277.589.842,79
23 GRALHA AZUL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 274.398.540,15
24 MATRINCHÃ TRANSMISSORA DE ENERGIA (TP NORTE) S.A 262.633.415,32
25 CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. 254.658.733,59
26 EQUATORIAL TRANSMISSORA 4 SPE S.A. 248.458.948,78
27 TRANSMISSORA JOSÉ MARIA DE MACEDO DE ELETRICIDADE S.A. 245.798.759,43
28 JANAÚBA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A 233.767.209,26
29 EDP TRANSMISSÃO ALIANÇA SC S.A. 232.439.555,24
30 NOVO ESTADO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 224.571.412,75
31 ITUMBIARA TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 216.652.830,71
32 MANAUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 206.448.116,25
33 Empresa Norte de Transmissão de Energia S.A 204.243.017,81
34 TRANSMISSORA SERTANEJA DE ELETRICIDADE S.A. 198.266.513,80
35 INTEGRAÇÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A 196.322.755,16
36 TRANSMISSORA CAMINHO DO CAFÉ S.A. 195.432.956,05
37 Expansion Transmissão de Energia Elétrica S.A 183.350.989,07
38 EQUATORIAL TRANSMISSORA 8 SPE S.A. 177.108.500,47
39 PARANAÍBA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 174.617.524,70
40 VEREDAS TRANSMISSORA DE ELETRICIDADE S.A. 174.570.643,56
41 EMPRESA DE TRANSMISSÃO BAIANA S.A 171.476.180,42
42 Sistema de Transmissão Nordeste S.A 168.798.799,32
43 NEOENERGIA JALAPÃO TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 166.813.494,76
44 SERRA DA MESA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 157.518.795,56
45 LINHAS DE XINGU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 156.351.899,56
46 GIOVANNI SANGUINETTI TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 154.407.252,55
47 TRANSMISSORA SUL LITORÂNEA DE ENERGIA S.A. - TSLE 147.045.679,30

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
RAP (R$)
Posição Empresa
Ref.: Jun/22
48 LT Triângulo S.A 146.710.187,04
49 ATE III TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 144.195.861,30
50 EQUATORIAL TRANSMISSORA 6 SPE S.A. 142.154.387,33
51 LINHAS DE MACAPÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 140.225.862,77
52 EQUATORIAL TRANSMISSORA 3 SPE S.A. 137.705.647,66
53 EMPRESA SUDESTE DE TRANSMISSAO DE ENERGIA S.A. 135.205.243,99
54 TRANSMISSORA SERRA DA MANTIQUEIRA S.A. 134.072.376,85
55 CANTAREIRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 133.641.646,95
56 GUARACIABA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 130.731.820,57
57 INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA GARANHUNS S.A 127.188.806,61
58 PORTO PRIMAVERA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 123.158.085,82
59 EQUATORIAL TRANSMISSORA 7 SPE S.A. 120.419.837,54
60 EQUATORIAL TRANSMISSORA 5 SPE S.A. 114.641.530,81
61 SERRA DE IBIAPABA TRANSMISSORA DE ENERGIA S A 113.634.922,04
62 TROPICALIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 104.935.520,00
63 EQUATORIAL TRANSMISSORA 1 SPE S.A. 104.144.987,17
64 ARGO III TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 98.004.480,59
65 INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA AIMORÉS S.A 95.624.324,21
66 EQUATORIAL TRANSMISSORA 2 SPE S.A. 94.466.027,63
67 SPE SANTA LUCIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 90.689.270,45
68 ESPERANZA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 89.819.720,24
69 EDP TRANSMISSÃO MA I S.A. 89.644.730,53
70 Empresa Paraense de Transmissão de Energia S.A 89.206.683,55
71 NEOENERGIA DOURADOS TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 88.627.185,94
72 Linhas de Transmissão do Itatim S.A 88.065.492,92
73 ARGO IV TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 86.442.450,32
74 ODOYÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 86.267.425,22
75 Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S.A 86.237.599,58
76 Jauru Transmissora de Energia S.A 85.038.903,61
77 EMPRESA DIAMANTINA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 83.645.437,54
78 MIRACEMA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELETRICA S/A 83.269.765,28
79 INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA PINHEIROS S.A. 83.180.272,91
80 GOIÁS TRANSMISSÃO S.A 82.240.484,74
81 CANARANA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 81.976.959,47
82 CACHOEIRA PAULISTA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 78.634.269,73
83 TRANSENERGIA RENOVÁVEL S.A 77.975.030,12
84 CATXERÊ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 77.222.252,34
85 NEOENERGIA SANTA LUZIA TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. 75.893.520,56
86 LINHAS DE TAUBATÉ TRANSMISSORA DE ENERGIA SA 75.225.218,83
87 INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SERRA DO JAPI S A 73.026.818,74
88 INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA AGUAPEI S.A. 72.615.015,86
89 Expansion Transmissão Itumbiara Marimbondo S.A 70.368.333,91
90 ETAP EMPRESA TRANSMISSORA AGRESTE POTIGUAR S.A. 68.070.809,25
91 VILA DO CONDE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 67.971.557,67
92 TRANSMISSORA MATOGROSSENSE DE ENERGIA S.A. 65.110.468,89
93 SÃO PEDRO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 64.729.160,91
94 BRILHANTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 63.238.959,58
95 ENERGISA PARÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA I S.A. 62.660.630,67
96 INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAQUERE S.A. 62.475.688,43
97 MGE TRANSMISSÃO S.A. 61.891.928,67

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
RAP (R$)
Posição Empresa
Ref.: Jun/22
98 LINHAS DE ENERGIA DO SERTÃO TRANSMISSORA S.A. 61.379.368,96
99 AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. 61.126.307,14

| 100 | Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A | 60.795.200,76 |
| --- | --- | --- |
| 101 | SÃO JOÃO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 60.170.277,36 |
| 102 | Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. | 59.063.304,46 |
| 103 | INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA NORTE E NORDESTE S/A | 58.996.325,00 |
| 104 | EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ALTO URUGUAI S.A. | 57.205.157,76 |
| 105 | POÇOS DE CALDAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 55.222.492,48 |
| 106 | LINHAS DE TRANSMISSÃO DE MONTES CLAROS S.A. | 54.688.667,07 |
| 107 | ARGO II TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. | 53.700.530,34 |
| 108 | TRIÂNGULO MINEIRO TRANSMISSORA S.A. | 50.944.259,25 |
| 109 | RIBEIRÃO PRETO TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 50.515.338,55 |
| 110 | ENERGISA GOIÁS TRANSMISSORA DE ENERGIA I S.A. | 49.650.805,60 |
| 111 | INTEGRAÇÃO MARANHENSE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 48.434.683,39 |
| 112 | VALE DO SÃO BARTOLOMEU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A | 47.246.753,84 |
| 113 | SE VINEYARDS TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. | 46.714.095,36 |
| 114 | Empresa Regional de Transmissão de Energia S.A | 46.503.005,88 |
| 115 | SUBESTAÇÃO ÁGUA AZUL SPE S.A. | 44.600.881,54 |
| 116 | ENERGISA PARÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA II S.A. | 43.589.510,75 |
| 117 | COMPANHIA TRANSIRAPÉ DE TRANSMISSÃO | 43.521.311,60 |
| 118 | Sistema de Transmissão Catarinense S.A | 43.268.098,19 |
| 119 | AETE - AMAZÔNIA EMPRESA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 43.051.289,05 |
| 120 | EDP TRANSMISSÃO MA II S.A. | 40.853.865,76 |
| 121 | ETC - EMPRESA TRANSMISSORA CAPIXABA S.A. | 39.528.636,41 |
| 122 | GUAÍRA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 37.957.523,83 |
| 123 | CGI - TRANSMISSORA CAMPINA GRANDE IGARAÇU S.A. | 37.133.728,63 |
| 124 | COMPANHIA TRANSLESTE DE TRANSMISSÃO | 37.004.414,15 |
| 125 | LINHA DE TRANSMISSÃO CORUMBÁ S.A. | 35.616.184,39 |
| 126 | BRASNORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A | 34.262.058,58 |
| 127 | ARCOVERDE TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. | 33.278.314,22 |
| 128 | IRACEMA TRANSMISSORA DE ENERGIA S. A. | 33.065.367,95 |
| 129 | EMPRESA DE TRANSMISSÃO SERRANA S.A | 32.981.878,77 |
| 130 | CAIUÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A | 32.157.600,83 |
| 131 | POTIGUAR SUL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. | 31.928.869,19 |
| 132 | EVOLTZ VI - CAMPOS NOVOS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 31.723.266,28 |
| 133 | COMPANHIA DE TRANSMISSÃO CENTROESTE DE MINAS | 31.558.171,51 |
| 134 | ARARAQUARA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A | 30.488.658,56 |
| 135 | Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica | 30.338.181,38 |
| 136 | SPE SANTA MARIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 28.294.426,17 |
| 137 | UIRAPURU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A | 28.181.489,03 |
| 138 | TRANSMISSORA DE ENERGIA SUL BRASIL S.A. | 27.924.313,16 |
| 139 | INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA ITAPURA S.A. | 27.668.749,07 |
| 140 | EDP TRANSMISSÃO S.A. | 27.547.280,28 |
| 141 | Transenergia São Paulo S.A. | 27.452.364,71 |
| 142 | EVOLTZ IV - SÃO MATEUS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 27.325.261,72 |
| 143 | MARUMBI TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 26.247.326,23 |
| 144 | SE NARANDIBA S.A. | 25.514.759,93 |
| 145 | INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DE MINAS GERAIS S.A. | 25.283.369,88 |
| 146 | INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA SUL S.A. | 25.273.734,22 |
| 147 | TRANSMISSORA DE ENERGIA CAMPINAS-ITATIBA SPE S.A. | 24.843.421,88 |

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
RAP (R$)
Posição Empresa
Ref.: Jun/22

| 148 | EDP TRANSMISSÃO LITORAL SUL S.A. | 24.034.405,56 |
| --- | --- | --- |
| 149 | EMPRESA DE TRANSMISSÃO DO ESPÍRITO SANTO S.A. - ETES | 23.580.845,35 |
| 150 | EVOLTZ V - LONDRINA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 23.139.295,90 |
| 151 | COMPANHIA TRANSUDESTE DE TRANSMISSÃO | 22.935.685,99 |
| 152 | ENERGISA AMAZONAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 22.762.018,92 |
| 153 | ARTEON Z2 ENERGIA S.A. | 21.935.279,26 |
| 154 | LUZIÂNIA-NIQUELÂNDIA TRANSMISSORA S.A | 21.659.784,50 |
| 155 | Marechal Rondon Transmissora de Energia S.A | 21.563.467,74 |
| 156 | INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA TIBAGI S.A. | 21.446.088,95 |
| 157 | EVRECY PARTICIPAÇÕES LTDA. | 20.508.854,39 |
| 158 | MARIANA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. | 19.837.263,46 |
| 159 | ETENE - EMPRESA TRANSMISSORA DE ENERGIA DO NORDESTE S/A | 19.322.971,97 |
| 160 | ASSÚ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 19.105.440,83 |
| 161 | ENCRUZO NOVO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A | 19.080.313,74 |
| 162 | ATLÂNTICO - CONCESSIONARIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO BRASIL S. A. | 18.482.682,55 |
| 163 | CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA MORRO AGUDO LTDA. | 18.337.320,96 |
| 164 | COSTA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 18.285.184,24 |
| 165 | EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE VÁRZEA GRANDE S.A. - ETVG | 18.282.770,55 |
| 166 | SANT'ANA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A | 18.067.696,57 |
| 167 | EMPRESA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA DO MATO GROSSO S.A. - ETEM | 18.052.154,94 |
| 168 | EVOLTZ VII - FOZ DO IGUAÇU TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 17.995.324,11 |
| 169 | NEOENERGIA ATIBAIA TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. | 17.962.851,26 |
| 170 | PEDRAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A | 17.740.643,19 |
| 171 | NEOENERGIA BIGUAÇU TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. | 17.660.503,74 |
| 172 | Empresa Santos Dumont de Energia S.A. | 17.519.697,32 |
| 173 | OURILÂNDIA DO NORTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 16.613.817,32 |
| 174 | NEOENERGIA SOBRAL TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A. | 16.351.015,59 |
| 175 | TRANSENERGIA GOIÁS S.A. | 15.968.699,66 |
| 176 | LAGOA NOVA TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S/A | 15.519.018,66 |
| 177 | CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA PIRACICABA LTDA. | 14.844.215,80 |
| 178 | ARTEON Z1 ENERGIA S.A. | 12.588.672,33 |
| 179 | ENERGISA PARANAÍTA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 12.188.471,94 |
| 180 | ARTEON Z3 ENERGIA S.A. | 12.035.207,07 |
| 181 | PANTANAL TRANSMISSAO S.A. | 11.374.102,44 |
| 182 | TRANSMISSORA PORTO ALEGRENSE DE ENERGIA S/A | 11.012.064,98 |
| 183 | Light Energia S.A. | 10.817.933,81 |

BRE 3 IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE TRANSMISSÃO ELÉTRICA SOCIEDADE DE
184 10.404.776,54
PROPÓSITO ESPECÍFICO LTDA

185 CPFL TRANSMISSÃO DE ENERGIA MARACANAÚ LTDA. 10.255.207,96
186 EVOLTZ VIII - TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 9.939.919,98
187 FIRMINÓPOLIS TRANSMISSÃO S.A. 9.793.362,43
BRE IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE TRANSMISSÃO ELÉTRICA SOCIEDADE DE PROPÓSITO
188 9.644.732,62
ESPECÍFICO LTDA

| 189 | COLINAS TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A | 9.364.298,90 |
| --- | --- | --- |
| 190 | Coqueiros Transmissora de Energia S.A | 9.187.132,35 |
| 191 | TRANSNORTE ENERGIA S.A | 9.003.336,69 |
| 192 | SETE LAGOAS TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. | 8.884.693,56 |
| 193 | SÃO GOTARDO TRANSMISSORA DE ENERGIA S/A | 6.662.075,91 |
| 194 | CALDAS NOVAS TRANSMISSÃO S.A. | 6.586.258,03 |
| 195 | TRANSMISSORA AMAPAR SPE S.A. | 5.570.563,17 |

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
RAP (R$)
Posição Empresa
Ref.: Jun/22

196 MEZ 5 ENERGIA LTDA. 5.316.162,28
197 LAGO AZUL TRANSMISSÃO S.A. 5.257.486,03
198 SIMÕES TRANSMISSORA DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. 1.487.365,28
TOTAL 40.301.277.992,06
234. 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 2022. 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.
235. Os valores das Receitas Anuais Permitidas de concessionárias de transmissão licitadas que
entrarão em operação comercial durante do período 2022-2023 são apresentados no Anexo IV.
236. Os valores das Receitas Anuais Permitidas das instalações de transmissão licitadas e
autorizadas previstas para entrarem em operação comercial ao longo do período 2022-2023 são
apresentados no Anexo V.
237. No Anexo VI são apresentados, por contrato de concessão, os valores da Parcela de Ajuste
para o período 2022-2023.
238. Os valores dos encargos de conexão referente ao custeio das ICG e IEG são apresentados
no Anexo VII.
239. No Anexo VIII são apresentadas as parcelas de RAP referentes às Interligações
Internacionais com suas respectivas Parcelas de Ajuste.
240. 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.
241. 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 2022, bem como as
instalações previstas para entrarem em operação durante o ciclo 2022-2023, e a lista dos ativos de
conexão associados aos usuários e encargos a serem pagos.
242. 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.
243. 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.

da Nota Técnica nº 102/2022 – SGT/ANEEL, de 05/07/2022.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
244. 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
de Transmissão; Submódulos 9.1, 9.3, 9.7 e 10.4 dos Procedimentos de Revisão Tarifária – Proret.
V - DA CONCLUSÃO
245. 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
2022 a 30 de junho de 2023, conforme os anexos desta Nota Técnica.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
246. Desta forma, recomendamos:
(i) 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 2022, conforme Anexos I a IX desta Nota Técnica.
(ii) a republicação da lista de módulos constante no Despacho nº 1.425/2022, de modo
a contemplar os ajustes de receita já processados por ocasião da REH nº 2.959/2021
e relacionados com o fim da equiparação da Conversora de Uruguaiana (PRT MME
nº 624/2014), para fins de adequação do registro.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
WENDELL CASSEMIRO DA SILVA ANDRÉ LUCIO NEVES
Técnico Administrativo Especialista em Regulação
(Assinado digitalmente)
DENIS PEREZ JANNUZZI
Especialista em Regulação
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
Documento assinado digitalmente por Davi Antunes Lima, Superintendente de Gestão Tarifária, em 06/07/2022 às 11:18; Andre Lucio Neves, Coordenador(a)
Adjunto(a) Das Atividades de Gestão da Geração e Transmissão, em 06/07/2022 às 10:55; Wendell Cassemiro da Silva, Técnico Administrativo, em 06/07/2022 às
10:51; Denis Perez Jannuzzi, Coordenador(a) Das Atividades de Gestão da Geração e Transmissão, em 06/07/2022 às 10:43