REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2098/2016
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: 2016-06-30
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL
Em 22 de junho de 2016.
Processo nº 48500.001129/2016-04.
Assunto: Estabelecimento das receitas anuais

permitidas vinculadas às instalações de
transmissão sob responsabilidade de
concessionárias de transmissão para o ciclo 20162017.
I – OBJETIVO
1. Estabelecer os valores das receitas anuais permitidas vinculadas 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 2016 a 30 de junho de 2017 (ciclo 2016-2017), em conformidade com
os ditames contratuais.
II – DOS FATOS
2. Os contratos de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica, celebrados
entre a União e as concessionárias de transmissão de energia elétrica, definem, em cláusula contratual
específica, as regras de reajuste e revisão suficientes para estabelecer e manter o equilíbrio econômicofinanceiro da concessão.
3. As receitas anuais permitidas para o ciclo 2015-2016 foram fixadas por meio da Resolução
Homologatória nº 1.918, de 23 de junho de 2015.
4. A Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE informou por meio dos
memorandos listados a seguir sobre a suspensão de pagamentos base da CEEE-GT.

Documento Nº SIC Concessionária com suspensão de
pagamento base

Memorando nº 176/2016-SFE/ANEEL, de 13/04/2016. 48534.002659/2016-00 CEEE-GT
5. Em 22 de fevereiro de 2016, foi encaminhado à Superintendência de Concessões, Permissões
e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT, o Memorando nº 49/2016-SGT/ANEEL solicitando
atualização de informações no Siget – Sistema de Gestão da Transmissão. Por meio do Memorando nº
48581.001972/2016-00

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
0124/2016-SCT/ANEEL, de 13 de junho de 2016, a SCT confirmou o atendimento à solicitação da SGT e
encaminhou a NT nº 0196/2016-SCT/ANEEL, de 31 de maio de 2016, e a NT 0200/2016-SCT/2016, de 06 de
junho de 2016.
6. Em 24 de fevereiro de 2016, foi encaminhado à Superintendência de Regulação dos Serviços
de Distribuição – SRD o Memorando nº 054/2016-SGT/ANEEL solicitando as compensações devido à violação
dos limites de continuidade dos pontos de conexão em DIT conforme estabelecido no Prodist relativas ao ano
de 2014. Em resposta, a SRD encaminhou o Memorando nº 0168/2016-SRD/ANEEL, de 03 de maio de 2016.
7. Em 24 de fevereiro e 01 de março de 2016, foram encaminhados ao ONS os Ofícios nº
24/2016-SGT/ANEEL e nº 26/2016-SGT/ANEEL solicitando informações para o reajuste da Receita Anual
Permitida – RAP e da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST. Em resposta, o ONS encaminhou a
carta ONS-0877/100/2016, de 07 de junho de 2016.
8. Por meio do Despacho nº 585, de 08 de março de 2016, resultante da deliberação sobre os
recursos administrativos contra a REH nº 1.918/2015, a Diretoria Colegiada da ANEEL determinou que as
alterações fossem consideradas no ciclo 2016-2017 na forma da Nota Técnica nº 28/2016-SGT/ANEEL, de 12
de fevereiro de 2016.
III – DA ANÁLISE
III.1 – ENCARGOS SETORIAIS E TRIBUTOS
III.1.1 – Cota anual da Reserva Global de Reversão – RGR
9. A cota anual da Reserva Global de Reversão – 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. Esta 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.
10. A Resolução Homologatória nº 1.150, de 7 de junho de 2011, estabelece os adicionais a serem
aplicados sobre os valores da parcela da receita anual permitida decorrente de licitação de instalações de
transmissão de energia elétrica de forma a anular os efeitos da prorrogação da RGR nas concessões licitadas
até 30 de dezembro de 2010.
11. As receitas de instalações de transmissão decorrentes de autorização que passaram por
processo de revisão e aquelas autorizadas após a prorrogação da RGR já consideram na composição da RAP
o adicional de receita referente à RGR.
12. Portanto, as parcelas das receitas anuais permitidas das concessionárias de transmissão, para
o período 2016-2017, já consideram o adicional relativo à RGR.
13. A Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, com efeitos a partir de 1º de janeiro de 2013,
desobrigou as concessionárias de transmissão prorrogadas nos termos desta lei e as concessionárias de
transmissão licitadas a partir 12 de setembro de 2012 do recolhimento da RGR.

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
III.1.2 – PIS/PASEP e COFINS
14. 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.
15. A Lei nº 10.637, de 30 de dezembro de 2002, que "dispõe sobre a não-cumulatividade na
cobrança da contribuição para os Programas de Integração Social (PIS) e de Formação do Patrimônio do
Servidor Público (Pasep), nos casos que especifica; sobre o pagamento e o parcelamento de débitos tributários
federais, a compensação de créditos fiscais, a declaração de inaptidão de inscrição de pessoas jurídicas, a
legislação aduaneira, e dá outras providências", com alterações definidas pela Lei nº 10.684, de 30 de maio de
2003, alterou a sistemática de cobrança da contribuição para o PIS/Pasep (arts. 1º a 12), com a finalidade de
torná-la não-cumulativa, com vigência a partir de 1º de dezembro de 2002:
"Art. 2o Para determinação do valor da contribuição para o PIS/PASEP aplicar-seá, sobre a base de cálculo apurada conforme o disposto no art. 1o, a alíquota de
1,65% (um inteiro e sessenta e cinco centésimos por cento)."
16. Complementarmente, a Lei nº 10.833, de 29 de dezembro de 2003, que dispõe sobre a
cobrança não cumulativa da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – 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. 1o, a alíquota de 7,6% (sete inteiros e seis
décimos por cento)."
17. Além disso, a base para cálculo dos créditos dos valores das contribuições para o PIS/Pasep
e para a Cofins também foi alterada, permitindo o desconto de créditos calculados em relação aos bens,
serviços, custos e despesas adquiridos, incorridos, pagos ou creditados a pessoa jurídica domiciliada no País.
18. Com a publicação da Lei nº 11.196/2005, a 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).
19. Desta forma, como no regime de incidência não cumulativa a variação do montante de créditos
de cada concessionária nos períodos base de apuração resulta em alíquotas mensais efetivas variáveis do
PIS/Pasep e da Cofins, foi definida no processo de revisão periódica de receitas das transmissoras uma alíquota
majorada média de 7,66% de PIS/Cofins.

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
20. Assim, para as instalações autorizadas após 31 de outubro de 2003 com receitas ainda não
revisadas e sujeitas ao regime não cumulativo, foi calculada uma parcela de ajuste considerando a diferença
entre a aplicação da alíquota majorada média (7,66% de PIS/Cofins) e a alíquota estabelecida no ato.
21. Cabe ressaltar que para as instalações enquadradas no Regime Especial de Incentivos para o
Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI, estabelecido pela Lei n° 11.488, de 15 de junho de 2007, não se
faz necessário o cálculo da Parcela de Ajuste referente ao PIS/Cofins, uma vez que a Receita Anual Permitida
nestes casos é calculada utilizando as alíquotas nominais de PIS/Pasep e Cofins e custos de referência que
consideram os fatores redutores relativos à suspensão da contribuição do PIS/Pasep e da Cofins prevista na
legislação.
22. Os valores das Parcelas de Ajuste referente ao PIS/Cofins são apresentados no Anexo VI.
III.2 – COMPOSIÇÃO DAS INSTALAÇÕES DE CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO
23. A Resolução Normativa nº 67/2004 estabelece:
"Art. 3° Integram a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional - SIN as Instalações
de Transmissão, definidas conforme inciso II do artigo anterior, que atendam aos
seguintes critérios:
I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e
equipamentos de subestação em tensão igual ou superior a 230 kV; e
II – transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230
kV e tensões secundária e terciária inferiores a 230 kV, bem como as
respectivas conexões e demais equipamentos ligados ao terciário, a partir de
1° de julho de 2004.
Art. 3°-A Não integram a Rede Básica e são classificadas como instalações de
transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais aquelas
definidas conforme art. 21 do Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010.
Art. 4° Não integram a Rede Básica e são classificadas como Demais Instalações de
Transmissão, as Instalações de Transmissão que atendam aos seguintes critérios:
I – linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e
equipamentos de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais
geradoras, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres,
em 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

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
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."
24. As instalações descritas no inciso I do artigo 3º e no artigo 3º-A da REN nº 67/2010, são
remuneradas por meio de TUST-RB, aplicável a todos os usuários do Sistema Interligado Nacional.
25. 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.
26. As Demais Instalações de Transmissão – 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.
III.2.1 – Regularização na classificação de ativos de transmissão e adequação na alocação de custos
27. Para o ciclo 2016-2017 foram realizadas adequações na classificação de algumas instalações
de transmissão conforme apresentado na tabela a seguir.
Classificação ciclo Reclassificação

Nome do Módulo Concessionária Contrato
2015-2016 ciclo 2016-2017

IB 69 kV MG 230 kV TAPERA 2 MG2 RS IB1 ELETROSUL 057/2001 DIT Exclusiva DIT Compartilhada
III.2.2 – Reforços autorizados sem estabelecimento prévio de receita
28. A SCT estabeleceu parcela adicional de RAP referente aos reforços autorizados sem
estabelecimento prévio de receita e melhorias implantadas nos termos da REN nº 443/2011 e REN nº 643/2014,
a serem consideradas no reajuste anual da RAP das concessionárias de transmissão, conforme detalhado nas
NTs nº 0196/2016-SCT/ANEEL e nº 0200/2016-SCT/2016.
III.2.3 – Melhorias autorizadas por meio de resolução específica
29. A REA 5.457/2015, autorizou Furnas a implantar melhorias em instalações de transmissão de
energia elétrica sob sua responsabilidade.
30. Por meio das cartas DF.E.088.2015, de 29/12/2015, e DF.E.013.2016, de 13/4/2016, Furnas
informou a conclusão e a entrada em operação comercial de algumas das melhorias autorizadas por meio da
REA 5.457/2015. Como a REN 454/2011 não prevê a emissão de Termo de Liberação para melhorias, a entrada
em operação comercial dessas obras foi reconhecida com base na data informada pela concessionária.
31. Para os casos em que a concessionária informou que a data de entrada em operação comercial
da melhoria é anterior à data de emissão do ato autorizativo foi considerada como data de entrada em operação
comercial a data de emissão da Resolução Autorizativa.

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
Data de Entrada em
Data de Entrada em
Operação Comercial

Nome do Módulo Concessionária Contrato Operação Comercial
informada pela
Considerada
Concessionária

| TR 500/138 kV GRAJAU TR58 RJ | FURNAS | 062/2001 | 02/11/2015 | 02/11/2015 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| TR 500/138 kV GRAJAU TR56 RJ | FURNAS | 062/2001 | 13/10/2015 | 13/10/2015 |
| TR 500/138 kV GRAJAU TR54 RJ | FURNAS | 062/2001 | 20/12/2015 | 20/12/2015 |
| TR 500/138 kV GRAJAU TR52 RJ | FURNAS | 062/2001 | 26/04/2015 | 15/09/2015 |
| TR 500/138 kV GRAJAU TRR1 RJ | FURNAS | 062/2001 | 29/04/2016 | 29/04/2016 |
| TR 345/138 kV JACAREPAGUA TR1A RJ | FURNAS | 062/2001 | 27/03/2016 | 27/03/2016 |
| TR 345/138 kV JACAREPAGUA TR1B RJ | FURNAS | 062/2001 | 06/12/2015 | 06/12/2015 |
| TR 345/138 kV JACAREPAGUA TRR1 RJ | FURNAS | 062/2001 | 08/04/2016 | 08/04/2016 |

32. Além disso, as parcelas adicionais de RAP associadas as melhorias foram consideradas no
cálculo da PA Apuração da concessionária a partir da data de entrada em operação comercial considerada,
conforme tabela acima.
III.2.4 – Determinação da Diretoria Colegiada da ANEEL no Âmbito do Processo nº 48500.006424/2014-87
33. A Diretoria Colegiada da ANEEL, no âmbito do processo 48500.006424/2014-87, determinou
que a SGT em conjunto com a SCT adote as providências necessárias para que, até a reconexão da LT 230
kV Lechuga – Jorge Teixeira C3 aos barramentos de 230 kV da SE Lechuga 230/138 kV e da SE Jorge Teixeira
230/138 kV, a LT 230 kV Lechuga – Jorge Teixeira C3 seja remunerada por meio de encargo de conexão, e
não mais por meio de TUST-RB, e que essa determinação alcance os casos similares a esse.
34. Os casos em que foram autorizados reforços em instalações de transmissão de modo a
possibilitar a operação desses equipamentos em tensão diferente da originalmente projetada alterando, assim,
a classificação e consequentemente a forma de remuneração da instalação estão listados a seguir.
Ato Tensão após

Módulo Concessionária Contrato Tensão Original
Autorizativo reforços

LT 69 kV UTINGA /MIRAMAR C-1 PA 69 kV (DIT) 230 kV (RB)
REA 3.362/2012

LT 69 kV UTINGA /MIRAMAR C-2 PA 058/2001 69 kV (DIT) 230 kV (RB)
ELETRONORTE

LT 230 kV JAURU /COXIPO C-1 MT REA 4.530/2014 230 kV (RB) 138 kV (DIT)
LT 230 kV JORGE TEIXEIRA /LECHUGA C-3

014/2012 REA 5.060/2015 230 kV (RB) 138 kV (DIT)
AM
35. Sendo assim, de modo a atender a determinação da Diretoria Colegiada da ANEEL, a
classificação dessas instalações foi alterada bem como a sua forma de remuneração de modo a se adequar à
nova realidade de operação. Além disso, foi calculada uma PA para corrigir a forma de remuneração dessas
instalações da data de entrada em operação comercial do reforço que possibilitou a alteração da tensão até
30/6/2016.
36. Esclarecemos que a LT 230 kV JAURU /COXIPO C-1 MT, autorizada a operar em 138 kV por
meio da REA 4.530/2014, voltará a operar em 230 kV após o seu seccionamento na Subestação Várzea Grande

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
autorizado por meio da REA 4.967/2014 e previsto para entrar em operação comercial 30/7/2016, de acordo
com informação constante no SIGET.
37. Sendo assim, a classificação dessa linha de transmissão será mantida como "Rede Básica" e,
consequentemente, a sua remuneração será mantida por meio de TUST-RB e os devidos ajustes na forma de
remuneração dessa instalação no período de 1/7/2016 até a data de entrada em operação comercial do
seccionamento autorizado pela REA 4.967/2014 serão realizados no processo de reajuste do ciclo 2017-2018.
38. Adicionalmente, informamos que, ainda para o caso da LT 230 kV JAURU /COXIPO C-1 MT,
no cálculo da PA, o pagamento das parcelas de RAP associadas a essa instalação foi atribuído ao Grupo de
Fronteira COXIPO-230/138 kV, uma vez que a linha de transmissão foi autorizada a operar em 138 kV para
permitir alívio de carga na transformação da SE Coxipó 230/138 kV, conforme consta Nota Técnica n°
021/2014-SRT/ANEEL, de 21/1/2014.
III.3 – RECEITA ANUAL PERMITIDA (RAP) PARA O PERÍODO 2016-2017
III.3.1 – Reajuste da RAP
39. A RAP das concessionárias para prestação do serviço público de transmissão de energia
elétrica para o período anual i, de 1º de julho do presente ano a 30 de junho do ano subsequente, é estabelecida
a partir da soma das parcelas de receita referentes às instalações de Rede Básica e Demais Instalações de
Transmissão em operação comercial no período anual i-1 atualizadas pelo índice de variação da inflação (IVIi1).
40. Os Contratos de Concessão determinam o índice a ser utilizado quando do reajuste anual das
receitas, o Índice Geral de Preços de Mercado (IGP-M), da Fundação Getúlio Vargas, 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. 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. Para o primeiro reajuste
da concessionária de transmissão deve ser observado o disposto nos respectivos Contratos de Concessão.
41. Os valores de IVI para o ciclo 2015-2016 são 1,11086123806429 e 1,09321189730159,
respectivamente para os contratos reajustados pelo IGP-M e IPCA.
42. Considerando as instalações em operação comercial no início do ciclo 2016-2017 as
concessões reajustadas pelo IGP-M correspondem a 33,46% da RAP total e as reajustadas pelo IPCA
correspondem a 66,54%.
43. No Anexo I desta nota técnica são apresentados os valores consolidados da RAP, por contrato
de concessão, para o ciclo 2016-2017. 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.
44. As concessionárias cujos contratos de concessão que não incluem na RAP os valores
referentes ao PIS/Pasep e Cofins são listados no Anexo IX, têm o valor referente a este dispêndio incluído em
suas RAP terão o valor incluído pelo ONS nos AVC e AVD, ou diretamente na fatura dos encargos de conexão,
conforme seu regime de tributação informado pela transmissora ao ONS e a ANEEL e de acordo com a
expressão a seguir, sendo o Valor líquido a RAP líquida de PIS/Pasep e Cofins

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
(1 −(∑ ܣ݈ í ݍݑ݋ݐܽݏ ܴܩܴ ݁ ܶܨܵܧܧ ) )
ܸ݈ܽ݋ݎ ܤݎݑݐ݋ = ܸ݈ܽ݋ݎ ݈ í ݍݑ݅݀݋ ∙
(1 −(∑ ܣ݈ í ݍݑ݋ݐܽݏ ݀݁ ܲܫܵܲܽݏ݁݌ ⁄ , ܥ݋݂݅݊ݏ , ܴܩܴ ݁ ܶܨܵܧܧ ) )
45. Ressalta-se que para o cálculo das receitas foram consideradas informações constantes do
Siget em 16 de junho de 2016.
III.3.2 – Redução de 50% da RAP dos contratos licitados entre 1999 e 2006
46. Os contratos de concessão de transmissão licitados entre 1999 e 2006 preveem a redução de
50% da Receita Anual Permitida - RAP a partir do 16º (décimo sexto) ano de operação comercial das
instalações, conforme consta em subcláusula específica da cláusula sexta dos referidos contratos de
concessão, conforme transcrito a seguir:
"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 estendendo-se até o término do
prazo da concessão fixado neste CONTRATO. A esta receita aplica-se os critérios de reajuste
e revisão previstos nesta Cláusula".
47. Os contratos de concessão de transmissão que possuem a subcláusula acima e, portanto,
sujeitos a redução da RAP estão listados na tabela a seguir:

| 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 |
| IEJAPI | 143/2001 | ATE III | 001/2006 |
| TAESA | 001/2002 | INTESA | 002/2006 |
| TAESA | 002/2002 | SMTE | 003/2006 |
| CEEE-GT | 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 |

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
48. Os contratos de concessão que possuem instalações de transmissão cuja entrada em
operação comercial completará 15 anos ao longo do ciclo 2016-2017 estão listados na tabela a seguir:
Data Operação Data Redução
Módulo Concessionária Contrato
Comercial 50% da RAP

| RTL 440 kV 91,4 MVAr ASSIS RT4 SP | TAESA | 040/2000 | 19/10/2001 | 20/10/2016 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| RTB 440 kV 33,3 MVAr ASSIS RTR1 SP | TAESA | 040/2000 | 19/10/2001 | 20/10/2016 |
| MC 440 kV RTL 440 kV 91,4 MVAr ASSIS RT4 SP | TAESA | 040/2000 | 19/10/2001 | 20/10/2016 |
| EL 440 kV ASSIS LT 440 kV TAQUARUCU /ASSIS C-1 SP | TAESA | 040/2000 | 19/10/2001 | 20/10/2016 |
| EL 440 kV ASSIS LT 440 kV ASSIS /SUMARE C-1 SP | TAESA | 040/2000 | 19/10/2001 | 20/10/2016 |
| LT 440 kV ASSIS /SUMARE C-1 SP | TAESA | 040/2000 | 19/10/2001 | 20/10/2016 |
| LT 440 kV TAQUARUCU /ASSIS C-1 SP | TAESA | 040/2000 | 19/10/2001 | 20/10/2016 |
| RTL 440 kV 91,4 MVAr SUMARE RT1 SP | TAESA | 040/2000 | 19/10/2001 | 20/10/2016 |
| RTB 440 kV 33,3 MVAr SUMARE RTR1 SP | TAESA | 040/2000 | 19/10/2001 | 20/10/2016 |
| MG 440 kV SUMARE MG2 SP | TAESA | 040/2000 | 19/10/2001 | 20/10/2016 |
| MC 440 kV RTL 440 kV 91,4 MVAr SUMARE RT1 SP | TAESA | 040/2000 | 19/10/2001 | 20/10/2016 |
| EL 440 kV SUMARE LT 440 kV ASSIS /SUMARE C-1 SP | TAESA | 040/2000 | 19/10/2001 | 20/10/2016 |
| EL 440 kV TAQUARUCU LT 440 kV TAQUARUCU /ASSIS C-1 SP | TAESA | 040/2000 | 19/10/2001 | 20/10/2016 |
| TR 500/138 kV ITAJUBA 3 TR2 MG | CEMIG-GT | 079/2000 | 25/06/2002 | 26/06/2017 |
| TR 500/138 kV ITAJUBA 3 TR1 MG | CEMIG-GT | 079/2000 | 04/04/2002 | 05/04/2017 |
| MG 500 kV ITAJUBA 3 MG1 MG | CEMIG-GT | 079/2000 | 04/04/2002 | 05/04/2017 |
| MC 500 kV TR 500/138 kV ITAJUBA 3 TR1 MG | CEMIG-GT | 079/2000 | 04/04/2002 | 05/04/2017 |
| MC 138 kV TR 500/138 kV ITAJUBA 3 TR2 MG | CEMIG-GT | 079/2000 | 25/06/2002 | 26/06/2017 |
| MC 138 kV TR 500/138 kV ITAJUBA 3 TR1 MG | CEMIG-GT | 079/2000 | 04/04/2002 | 05/04/2017 |
| IB 138 kV MG 500 kV ITAJUBA 3 MG1 MG IB1 | CEMIG-GT | 079/2000 | 04/04/2002 | 05/04/2017 |
| EL 500 kV ITAJUBA 3 LT 500 kV POCOS CALDAS /ITAJUBA 3 C-1 MG | CEMIG-GT | 079/2000 | 21/07/2002 | 22/07/2017* |
| EL 500 kV ITAJUBA 3 LT 500 kV C. PAULISTA /ITAJUBA 3 C-1 SP/MG | CEMIG-GT | 079/2000 | 21/07/2002 | 22/07/2017* |
| LT 500 kV C. PAULISTA /ITAJUBA 3 C-1 SP/MG | CEMIG-GT | 079/2000 | 21/07/2002 | 22/07/2017* |
| LT 500 kV POCOS CALDAS /ITAJUBA 3 C-1 MG | CEMIG-GT | 079/2000 | 21/07/2002 | 22/07/2017* |
| TR 500/230 kV BLUMENAU TRR1 SC | ECTE | 088/2000 | 26/03/2002 | 27/03/2017 |
| TR 500/230 kV BLUMENAU TR7 SC | ECTE | 088/2000 | 26/03/2002 | 27/03/2017 |
| MC 500 kV TR 500/230 kV BLUMENAU TR7 SC | ECTE | 088/2000 | 26/03/2002 | 27/03/2017 |
| MC 230 kV TR 500/230 kV BLUMENAU TR7 SC | ECTE | 088/2000 | 26/03/2002 | 27/03/2017 |
| EL 500 kV BLUMENAU LT 500 kV BLUMENAU /C.NOVOS C-1 SC | ECTE | 088/2000 | 09/03/2002 | 10/03/2017 |
| EL 500 kV C.NOVOS LT 500 kV BLUMENAU /C.NOVOS C-1 SC | ECTE | 088/2000 | 09/03/2002 | 10/03/2017 |
| LT 500 kV BLUMENAU /C.NOVOS C-1 SC | ECTE | 088/2000 | 09/03/2002 | 10/03/2017 |

*Essas instalações não sofrerão redução da parcela de RAP no ciclo 2016-2017.
49. No levantamento das datas de entrada em operação comercial das instalações foram utilizadas
informações encaminhadas pelo ONS por meio da Carta nº 0374/100/2016, de 17 de março de 2016,
informações constantes no Sistema de Gestão da Transmissão – SIGET e no Sistema de Informações
Geográficas Cadastrais do SIN – SINDAT. A planilha contendo a data de entrada em operação comercial das
instalações associadas aos contratos de concessão que sofrerão redução da RAP encontra-se anexa ao
processo.
50. Dado que os contratos de concessão possuem instalações cuja parcela de RAP associada
será reduzida em 50% em datas distintas ao longo do ciclo 2016-2017, foi calculada uma RAP Equivalente a
ser recebida pelas concessionárias no ciclo 2016-2017 considerando os valores pro-rata das parcelas de RAP
sem redução de 1/7/2016 até a data de fim do 15º ano de operação comercial das instalações, e 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 31/6/2017, conforme tabela a seguir:
RAP Equivalente estabelecida para o

| Concessionária | Contrato | ciclo 2016-2017 (Jun-16) |
| --- | --- | --- |
| TAESA | 040/2000 | 112.626.866,23 |
| CEMIG-GT | 079/2000 | 34.884.433,93 |
| ECTE | 088/2000 | 79.710.219,38 |

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
51. Ressaltamos que, para ciclo 2017-2018, será estabelecida uma nova receita contemplando a
redução plena das parcelas de RAP associadas aos contratos mencionados, com exceção do contrato
079/2000 da Cemig-GT que possui parte das instalações cuja redução de 50% da parcela de RAP se dará
apenas ao longo do ciclo 2017-2018. A planilha contendo o detalhamento do cálculo encontra-se anexa a esta
nota técnica.
III.3.3 – Revisão periódica das concessionárias de transmissão
52. No dia 21 de junho de 2016, foi aprovado na 22ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da
ANEEL o resultado final da revisão periódica das receitas das concessionárias de transmissão listadas na tabela
a seguir e os novos valores de receitas foram considerados para o ciclo 2016-2017.
Concessionária Contrato
CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 002/2010
MONTES CLAROS - Montes Claros Linhas de Transmissão S.A. 003/2010
TDG - Transmissora Delmiro Gouveia S.A. 004/2010
ETMG - Empresa de Transmissão de Energia do Mato Grosso S A 005/2010
FURNAS - Furnas Centrais Elétricas S.A. 006/2010
CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 007/2010
MGE - MGE Transmissão S.A. 008/2010
ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A. 009/2010
COPEL-GT - Copel Geração e Transmissão S.A. 010/2010
ELETROSUL - Centrais Elétricas S.A. 011/2010
ELETROSUL - Centrais Elétricas S.A. 012/2010
CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 013/2010
CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 014/2010
COPEL-GT - Copel Geração e Transmissão S.A. 015/2010
ATLÂNTICO - Atlântico Concessionária de Transmissão de Energia do Brasil 016/2010
ENCRUZO - Encruzo Novo Transmissora de Energia S.A. 017/2010
ETVG - Empresa de Transmissão de Várzea Grande S A 018/2010
CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 019/2010
CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 020/2010
CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 021/2010
ELETROSUL - Centrais Elétricas S.A. 002/2011
CALDAS NOVAS - Caldas Novas Transmissão S.A. 003/2011
ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A. 004/2011
LTC - Linha de Transmissão Corumbá S.A. 005/2011
SLTE - Sete Lagoas Transmissora de Energia 006/2011
ATE VIII - ATE VIII Transmissora de Energia S.A. 007/2011
TAESA - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A 001/2002
TAESA - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A 087/2002

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
ETEE - Expansion Transmissão de Energia Elétrica S/A 096/2000
TAESA - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A 097/2000
EATE - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S/A 042/2001
TAESA - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A 081/2002
ETAU - Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S/A 082/2002
CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 007/2005
ELETROSUL - Eletrosul Centrais Elétricas S.A 010/2005
SMTE - Serra da Mesa Transmissora de Energia S.A. 003/2006
STC - Sistema de Transmissão Catarinense S/A 006/2006
III.3.4 – Alteração do resultado da revisão periódica
53. As concessionárias listadas na tabela a seguir tiveram os resultados de suas revisões
periódicas da RAP, homologadas em ciclos anteriores, alterados. Estas alterações foram incorporadas à RAP
deste ciclo, bem como foi calculada uma parcela de ajuste referente à diferença decorrente dessa alteração
conforme detalhado no item III.4.3 desta nota técnica.
Contrato de Concessão Transmissora
003/2008 Brasnorte - Brasnorte Transmissora de Energia S.A.
008/2009 BRILHANTE - Brilhante Transmissora de Energia S.A.
017/2008 PEDRAS - Pedras Transmissora de Energia S/A
019/2008 Coqueiros - Coqueiros Transmissora de Energia S/A
017/2009 CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco
018/2009 CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco
019/2009 TPAE - Transmissora Porto Alegrense de Energia Ltda.
021/2009 LVTE - Linha Verde Transmissora de Energia S.A.
022/2009 ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A.
023/2009 TME - Transmissora Matogrossense de Energia S.A.
024/2009 TSP - Transenergia São Paulo S.A.
025/2009 ESDE - Empresa Santos Dumont de Energia S.A.
026/2009 IEJAPI - Interligação Elétrica Serra do Japi S.A.
027/2009 COPEL-GT - Copel Geração e Transmissão S.A.
028/2009 TGO - Transenergia Goiás S.A.
III.3.5 – Equipamentos fora de operação comercial considerados no rateio da RAP estabelecida na Portaria
MME nº 579/2012
54. Verificamos que alguns equipamentos que compunham as bases de ativos utilizadas para o
rateio das parcelas de RAP estabelecidas na Portaria MME nº 579/2012 das concessionárias de transmissão
que tiveram a concessão renovada não estavam em operação comercial, ou seja, estavam com o status
"Disponível ao SIN". Dessa forma, esses equipamentos foram retirados do rateio da RAP estabelecida na
Portaria MME nº 579/2012, com o consequente re-rateio dessa receita apenas pelos equipamentos em
operação comercial. Esses módulos estão listados na tabela a seguir.

| Edificação | Módulo | Classificação Concessionária Contrato |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| BAGE 2 | TR 69/23 kV BAGE 2 TR4D RS | DIT | CEEE-GT | 055/2001 |
| GRAVATAI 2 | MC 230 kV MG 230 kV GRAVATAI 2 MG1 RS DISPONIVEL | RB | CEEE-GT | 055/2001 |
| CANOINHAS ESU | TR 230/138 kV CANOINHAS ESU TR2D SC | RBF | ELETROSUL | 057/2001 |

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.

| CANOINHAS ESU | TR 230/138 kV CANOINHAS ESU TR1D SC | RBF | ELETROSUL | 057/2001 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| JOINVILLE | EL 230 kV JOINVILLE DISPONIVEL | RB | ELETROSUL | 057/2001 |
| SIDEROPOL.ESU | TR 230/69 kV SIDEROPOL.ESU TRR4D SC | RBF | ELETROSUL | 057/2001 |
| XANXERE ESU | TR 230/138 kV XANXERE ESU TR3D SC | RBF | ELETROSUL | 057/2001 |
| IMPERATRIZ | TR 230/13,8 kV IMPERATRIZ TRR2D MA | RB | ELETRONORTE 058/2001 |  |
| P.DUTRA | TR 230/69 kV P.DUTRA TF2D MA | RBF | ELETRONORTE 058/2001 |  |
| ASSIS | TR 230/88 kV ASSIS TR4D SP | RBF | CTEEP | 059/2001 |
| ASSIS | TR 230/88 kV ASSIS TR3D SP | RBF | CTEEP | 059/2001 |
| BAURU | TR 230/138 kV BAURU TR6D SP | RBF | CTEEP | 059/2001 |
| EMBU-GUACU | TR 138/13,8 kV EMBU-GUACU TRR2D SP | DIT | CTEEP | 059/2001 |
| EMBU-GUACU | TR 138/13,8 kV EMBU-GUACU TRR1D SP | DIT | CTEEP | 059/2001 |
| MAIRIPORA | TR 138/88 kV MAIRIPORA TR1D SP | DIT | CTEEP | 059/2001 |
| RIO CLARO 1 | EL 138 kV RIO CLARO 1 DISPONIVEL | DIT | CTEEP | 059/2001 |
| ABAIXADORA | TR 230/69 kV ABAIXADORA TR1D BA | RBF | CHESF | 061/2001 |
| ACU II | TR 230/138 kV ACU II TR2D RN | RBF | CHESF | 061/2001 |
| B.JESUS LAPA | TR 230/69 kV B.JESUS LAPA TR1D BA | RBF | CHESF | 061/2001 |
| CATU | TR 230/69 kV CATU TR2D BA | RBF | CHESF | 061/2001 |
| CIC. DANTAS | TR 230/69 kV CIC. DANTAS TRR1D BA | RBF | CHESF | 061/2001 |
| CIC. DANTAS | TR 230/69 kV CIC. DANTAS TR2D BA | RBF | CHESF | 061/2001 |
| CIC. DANTAS | TR 230/69 kV CIC. DANTAS TR1D BA | RBF | CHESF | 061/2001 |
| FUNIL | TR 230/138 kV FUNIL TR3D BA | RBF | CHESF | 061/2001 |
| FUNIL | TR 138/115 kV FUNIL TRR7D BA | DIT | CHESF | 061/2001 |
| ITABAIANA | TR 69/13,8 kV ITABAIANA TRR1D SE | DIT | CHESF | 061/2001 |
| RUSSAS II | TR 230/66 kV RUSSAS II TRR2D CE | RBF | CHESF | 061/2001 |
| RUSSAS II | MC 66 kV TR 230/66 kV RUSSAS II TRR2D CE DISPONIVEL | RBF | CHESF | 061/2001 |
| RUSSAS II | MC 230 kV TR 230/66 kV RUSSAS II TRR2D CE DISPONIVEL | RBF | CHESF | 061/2001 |
| SAN.MATOS II | TR 138/69 kV SAN.MATOS II TR1D RN | DIT | CHESF | 061/2001 |
| SANTA CRUZ II | TR 138/69 kV SANTA CRUZ II TR1D RN | DIT | CHESF | 061/2001 |
| SR.BONFIM II | TR 230/69 kV SR.BONFIM II TRR1D BA | RBF | CHESF | 061/2001 |
| TERESINA | TR 230/13,8 kV TERESINA TRR2D PI | RBF | CHESF | 061/2001 |
| XINGO | TR 69/13,8 kV XINGO TRR1D AL | DIT | CHESF | 061/2001 |
| BRAS. GERAL | TR 230/34,5 kV BRAS. GERAL TR4D DF | RBF | FURNAS | 062/2001 |
| BRAS. GERAL | TR 230/34,5 kV BRAS. GERAL TR3D DF | RBF | FURNAS | 062/2001 |
| BRAS. GERAL | TR 230/34,5 kV BRAS. GERAL TR2D DF | RBF | FURNAS | 062/2001 |
| BRAS. GERAL | TR 230/34,5 kV BRAS. GERAL TR1D DF | RBF | FURNAS | 062/2001 |
| BRAS. GERAL | MC 230 kV TR 230/34,5 kV BRAS. GERAL TR3D DF DISPONIVEL | RBF | FURNAS | 062/2001 |

III.3.6 – Previsão de Receita Anual Permitida para novas obras
55. A previsão das parcelas da RAP, pro rata tempore, referentes às instalações de transmissão
previstas para entrar em operação comercial ao longo do ciclo 2016-2017, entre 1º de julho de 2016 e 30 de
junho de 2017, totalizou R$ 833.140.872,82, conforme apresentado na tabela a seguir.

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
Previsão – Pro rata tempore (R$)

Licitadas Autorizadas Melhorias TOTAL
Rede Básica 506.393.552,84 136.247.956,38 249.008,01 642.890.517,23
Rede Básica de Fronteira 37.234.370,57 77.025.167,74 18.456,80 114.277.995,11
Acesso à Rede Básica . - - -

DIT compartilhada 540.299,41 16.084.986,45 - 16.625.285,86
DIT de uso exclusivo 9.234.062,96 22.069.703,11 - 31.303.766,07
ICG 6.593.607,87 4.042.468,66 - 10.636.076,53
IEG - - - -
Interligação Internacional - - - -

TOTAL 559.995.893,65 255.470.282,34 267.464,81 815.733.640,80
56. No Anexo V é apresentada a lista das instalações previstas para entrarem em operação
comercial durante o ciclo 2016-2017 e suas respectivas receitas. Ressalta-se que para o cálculo das receitas
foram consideradas informações constantes do Siget em 16 de junho de 2016.
III.3.7 – Resolução Autorizativa nº 800, de 30 de janeiro de 2007
57. A Resolução Autorizativa nº 800, de 30 de janeiro de 2007, estabeleceu valores da RAP
devidas a CTEEP e a PPTE pelo ressarcimento dos custos dos serviços de operação e manutenção prestados
pela CESP em equipamentos de propriedade desta e que são utilizadas por instalações de Rede Básica das
concessionárias ali conectadas conforme detalhado na Nota Técnica nº 002/2007-SRT/ANEEL, de 08 de janeiro
de 2007. Estes custos devidos pela CTEEP e PPTE são estabelecidos nos arts. 1º e 2º da referida resolução
autorizativa.
58. Dessa forma, durante o ciclo 2016-2017 a CESP tem direito a receber o valor de
R$ 1.161.274,38, já atualizado pelo IGP-M, de cada uma das concessionárias de transmissão, CTEEP e PPTE.
III.3.8 – Encargos de conexão referente ao custeio das ICG e IEG
59. Os valores dos encargos de conexão 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 de serviço de transmissão nºs
007/2009, 008/2009, 009/2009, 019/2010, 020/2010, 021/2010, 008/2011, 009/2011, 010/2011, 018/2012 e
019/2012 são apresentados no Anexo VII. Os valores foram estabelecidos conforme apresentado na Nota
Técnica nº 205/2016-SGT/ANEEL, de 21 de junho de 2016.

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
III.4 – PARCELA DE AJUSTE – PA PARA O PERÍODO 2016-2017
60. A arrecadação e as necessidades de receita são variáveis ao longo do ciclo tarifário em função
das novas instalações – e respectivas receitas – que entram em operação, além da dinâmica própria de
contratação dos usuários da rede. Como as tarifas de transmissão permanecem fixas por um ano, foi necessária
a criação de um mecanismo para fazer frente ao superávit ou déficit de arrecadação que ocorre ao longo do
período, pois não existe uma 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 em cada uma delas.
61. Dessa forma, a PA do ciclo tarifário atual (ciclo i) é o mecanismo utilizado pela ANEEL, previsto
em contrato, para compensar o déficit ou superávit de arrecadação do ciclo tarifário anterior (ciclo i-1).
62. São considerados dois tipos de atualização dos valores da PA: a mensal e a anual. Na
atualização mensal as diferenças ocorridas no mês entre a RAP que a transmissora foi autorizada a faturar por
meios dos AVC emitidos pelo ONS ou por ato da ANEEL em um ciclo tarifário e a RAP homologada para este
mesmo ciclo tarifário. Estas diferenças são atualizadas pelo índice previsto em contrato do mês em que ocorreu
até o mês de maio seguinte, sendo a PA a soma dessas diferenças. Na atualização anual estas diferenças
mensais são somadas e o resultado atualizado de junho a maio. O tipo de atualização da PA adotado para
cada transmissora está de acordo com o que consta em seu contrato de concessão, sendo que para os casos
em que no contrato não é definido o tipo de atualização será adotado a atualização anual da mesma forma da
RAP.
63. O Anexo VI desta nota técnica traz os valores da PA para o período 2016-2017 por contrato
de concessão, um resumo desses valores é apresentado na tabela a seguir.

Rede Básica Rede Básica de DIT Compartilhada DIT de Uso TOTAL
Tipo

| (R$) | Fronteira (R$) | (R$) | Exclusivo (R$) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Adicional REN nº 270/2007 | 18.910,01 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 18.910,01 |
| PA Outros Ajustes | -52.395.107,71 | 2.457.323,76 | -579.603,46 | 4.461.984,17 | -46.055.403,24 |
| PA Apuração | -785.219.264,85 | -71.538.863,98 | -12.480.586,14 | 0,00 | -869.238.714,97 |

PA Autorizadas sem RAP

6.038.105,81 2.092.147,43 892.072,85 5.089.014,01 14.111.340,10
prévia

| PA Melhoria | 38.658.843,90 | 7.610.663,81 | 2.461.968,65 | 8.226.101,77 | 56.957.578,13 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PA PIS/Cofins | -2.386,22 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | -2.386,22 |
| PA Qualidade DIT | 0,00 | 0,00 | -287.282,31 | -2.580.447,99 | -2.867.730,30 |
| PA Revisão | -6.215.095,43 | -643.050,29 | 0,00 | -144.472,85 | -7.002.618,57 |
| TOTAL | - 799.115.994,49 | -60.021.779,27 | -9.993.430,41 | 15.052.179,11 | -854.079.025,06 |

64. Estes valores contemplam as alterações apresentadas na Nota Técnica nº 28/2016SGT/ANEEL, que apresenta análise dos recursos administrativos contra a REH nº 1.918/2015, conforme
Despacho nº 585/2016.

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
III.4.1 – PA Apuração
65. A PA Apuração é o valor que compensa as diferenças oriundas do déficit ou superávit de
arrecadação que ocorre na contabilização 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), podendo-se,
eventualmente, considerar diferenças anteriores a esse período.
CEEE-GT (Contrato de concessão nº 055/2001)
66. Após a emissão do Despacho nº 585/2016 que tratou da análise dos Pedidos de
Reconsideração interposto em face da REH nº 1.918/2015 verificou-se uma inconsistência no rateio da RAP da
CEEE-GT estabelecida na Portaria MME nº 579/2012 pela base de ativos da concessionária em operação
comercial à época do processo de renovação da concessão.
67. Foi verificado um aumento indevido na parcela de RAP da CEEE-GT estabelecida na Portaria
MME nº 579/2012 devido a uma inconsistência no processo de rateio dessa parcela de RAP feito pelo Siget,
conforme tabela a seguir.

RAP PRT MME nº 579/2012 REH 1.918 RAP PRT MME nº 579/2012 DSP 585/2016 Diferença
Rubrica

| R$ (Jun/15) | R$ (Jun/15) | R$ (Jun/15) |  |
| --- | --- | --- | --- |
| RBSE | 163.959.824,49 | 164.054.760,72 | 94.936,23 |
| RPC | 59.387.121,90 | 59.507.259,66 | 120.137,76 |
| TOTAL | 223.346.946,39 | 223.562.020,38 | 215.073,99 |

68. Dessa forma, a parcela RAP da CEEE-GT estabelecida na Portaria MME nº 579/2012 foi
corrigida com o seu adequado re-rateio entre as instalações sob propriedade da CEEE-GT em operação
comercial à época do processo de renovação da concessão da transmissora.
69. As devidas correções foram realizadas por meio da PA Apuração.
III.4.2 – PA Autorizadas sem RAP prévia e PA Melhoria
70. Estas PAs refletem o pagamento retroativo da RAP de instalações de transmissão que foram
autorizadas sem o estabelecimento de RAP e referente às melhorias. É considerado o período que abrange o
dia da entrada em operação comercial, até junho do ano i (junho do ciclo i-1).
71. A PA Autorizadas sem RAP prévia e a PA Melhoria para o ciclo 2016-2017 foi calculada
considerando as instalações que tiveram RAP estabelecida pela SCT conforme consta nas NTs nº 0196/2016SCT/ANEEL e nº 0200/2016-SCT/ANEEL.
III.4.3 – PA Revisão
72. 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.

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
Efeito da Retificação do Processo de Revisão realizado em anos anteriores
73. Por meio do Resolução Homologatória n° 2.079/2016 a ANEEL retificou o resultado a revisão
periódica da RAP, com vigência a partir de 1º de julho de 2014, dos contratos de concessão nº 017/2008,
019/2008 e 008/2009.
74. Por meio do Resolução Homologatória n° 2.081/2016 a ANEEL retificou o resultado a revisão
periódica da RAP, com vigência a partir de 1º de julho de 2015, do contrato de concessão nº 017/2009,
018/2009, 019/2009, 021/2009, 022/2009, 023/2009, 024/2009, 025/2009, 026/2009, 027/2009 e 028/2009.
75. Por meio do Despacho nº 1.573/2016 a ANEEL retificou o resultado a revisão periódica da
RAP, com vigência a partir de 1º de julho de 2013, dos contratos de concessão nº 003/2008 da Brasnorte.
76. Os novos valores de receitas dessas concessionárias foram considerados para o ciclo 20162017 e os efeitos decorrentes dessas retificações foram incluídos na PA Revisão das respectivas
concessionárias com a devida correção monetária dos valores para preços de junho de 2016.
Efeito Retroativo da Revisão Periódica de Receitas Autorizadas
77. Conforme estabelece a REN nº 443/2011, alterada pela REN nº 643/2014 em seu Art. 3º, § 5º
a receita revisada de reforços autorizados retroagirá à data de entrada em operação comercial do
correspondente reforço, sendo que a eventual diferença decorrente da revisão do valor será considerada na
RAP da concessionária de transmissão.
78. Sendo assim, para aquelas transmissoras que tiveram a parcela de receita de reforços revisada
neste ciclo e no ciclo anterior, foi calculada uma PA de acordo com o Art. 3º, § 5º da REN nº 443/2011, alterada
pela REN nº 643/2014, conforme tabela abaixo. As planilhas de cálculo encontram-se anexas ao processo.

Concessionária Contrato Parcela de Ajuste (Jun/16)
TSP 024/2009 -698.285,01
001/2002 139.015,44
TAESA
087/2002 824.950,72

| TDG | 004/2010 | 50.404,51 |
| --- | --- | --- |
| ENCRUZO | 017/2010 | -1.089,08 |
| ELETROSUL | 002/2011 | -54.922,81 |
| MONTESCLAROS | 003/2010 | -93.179,29 |
| CHESF | 019/2010 | -2.762,64 |
| CHESF | 020/2010 | -45.921,78 |
| SLTE | 006/2011 | 44.675,76 |
| GOIÁS | 002/2010 | 357.402,82 |

III.4.4 – PA PIS/Cofins
79. A PA PIS/Cofins, conforme já destacado no item III.1.2, compensa as diferenças de receitas
do período tarifário anterior referente à diferença entre as alíquotas regulatórias vigentes do PIS/Pasep e da
Cofins e a utilizada no cálculo da receita nas resoluções autorizativas.

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
III.4.5 – Parcela Variável e Adicional à RAP
80. A Parcela Variável – PV é o desconto, previsto em contrato e na REN nº 270/2007, na RAP
das transmissoras em função da indisponibilidade ou restrição operativa das instalações integrantes da Rede
Básica sob sua responsabilidade. O desconto por atraso na entrada em operação é um incentivo previsto na
REN nº 270/2007 para inibir atrasos na entrada em operação de obras sob responsabilidade de transmissoras.
Durante o período de junho de 2015 a maio de 2016 foi descontado da receita das transmissoras os valores
apresentados na tabela a seguir.
Concessionárias Parcela variável descontada (R$)
NÃO LICITADAS 164.752,11
NÃO LICITADAS PRORROGADAS 71.699.696,88
LICITADAS 74.885.338,07
INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS 146.117,44
TOTAL 146.895.904,50
Atraso de entrada em operação
Concessionárias
descontado (R$)
NÃO LICITADAS -
NÃO LICITADAS PRORROGADAS 6.673.728,46
LICITADAS 63.347.393,24
INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS -
TOTAL 70.021.121,70
TOTAL GERAL 216.917.026,20
81. O Adicional à RAP é o valor a ser acrescentado à receita referente ao incentivo à melhoria da
disponibilidade das instalações de transmissão, considerando a receita da Parcela Variável por
Indisponibilidade – PVI que é aplicada para os contratos de concessão que preveem o Adicional à RAP. Para
este valor são considerados para a apuração os eventos de tipo 1 (Desligamento Programado), de tipo 2 (Outros
Desligamentos) e de tipo 3 (Intervenção de Urgência).
82. Conforme disposto na REN nº 270/2007, o valor a ser adicionado via PA é de R$ 18.910,01,
conforme detalhado a seguir:
Concessionária Parcela variável descontada (R$)
AFLUENTE 16.577,64
EVRECY 2.332,37
LIGHTTRA 0,00
TOTAL 18.910,01
83. Assim, o valor líquido referente à redução de receita devido à aplicação da REN nº 270/2007
é R$ 216.898.116,19.

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
III.4.6 – PA Qualidade DIT
84. 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.
85. A SRD, por meio do Memorando nº 0168/2016-SRD/ANEEL, encaminhou à SGT as
informações do ano de 2015 relativas à apuração e compensação dos indicadores de continuidade dos pontos
de conexão em DIT, conforme estabelecido pelo Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica do PRODIST.
86. A SGT, utilizando as informações enviadas pela SRD, calculou as PA Qualidade em DIT que
devem ser aplicadas por transmissora relativa ao período de operação do ano de 2015.
III.4.7 – Outros Ajustes
87. 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.
Efeitos financeiros das alterações de RAP estabelecidas no ciclo 2015-2016 após análise do recurso
administrativo interposto contra a Resolução Homologatória nº 1.918/2015 em encargos de conexão
88. As alterações nos valores dos encargos de conexão provenientes da análise do recurso
administrativo contra a REH nº 1.918/2015, terão seus efeitos financeiros considerados em forma de PA a ser
contabilizada ao longo do ciclo de receita 2016-2017, conforme estabelecido pelo Despacho ANEEL 585/2016.
89. Dessa forma, quanto a essas alterações, foi estabelecida (i) PA a ser contabilizada no ciclo
2016-2017 referente à diferença entre as parcelas de ajuste do ciclo 2015-2016 antes e após o recurso
administrativo e (ii) PA a ser contabilizada no ciclo 2016-2017 referente à diferença de RAP devida no ciclo
2015-2016 antes e após o recurso administrativo. Ambas as parcelas de ajuste foram incluídas na PA Outros
Ajustes.
Passivo devido a regularização na classificação de ativos de transmissão no ciclo 2015-2016
90. No ciclo 2015-2016 houve a reclassificações de algumas instalações conforme consta na NT
nº 159/2015-SGT/ANEEL. Como consequência, a PA Apuração do mês de junho de 2015, calculada neste
ciclo, foi impactada e, para corrigir esse impacto deve-se aplicar as parcelas de ajuste apresentada a seguir.
91. Para os módulos classificados, antes ou após a reclassificação, como DIT de Uso Exclusivo
não houve impacto uma vez que para essas instalações não há cálculo de PA Apuração, portanto, não há
necessidade de correção.

| Grupo pagador | Concessionária | Contrato | Valor (R$) - Ref. jun/2016 |
| --- | --- | --- | --- |
| LAJEADO 2-230/69 kV | CEEE-GT | 055/2001 | -7.215,01 |
| LIVRAMENTO 2-230/69 kV | CEEE-GT | 055/2001 | -3.607,51 |
| GRP 23 kV JACUI | CEEE-GT | 055/2001 | 5.454,29 |
| Rede Básica | CHESF | 061/2001 | 1.523,01 |

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.

GRP DITC BARRAMENTO 69 kV GOIANINHA CHESF 061/2001 -1.523,01
APARECIDA-230/88 kV CTEEP 059/2001 -10.289,87
GRP DITC - CTEEP - BARRAMENTO 138 kV RIBEIRAO

CTEEP 059/2001 2.311,02
PRETO

RIBEIRAO PRETO-440/138 kV CTEEP 059/2001 -2.311,02
GRP DITC - CTEEP - BARRAMENTO 138 kV SANTA

CTEEP 059/2001 2.311,02
BARBARA

| SANTA BARBARA-440/138 kV | CTEEP | 059/2001 | -2.311,02 |
| --- | --- | --- | --- |
| SUMARE-440/138 kV | CTEEP | 059/2001 | -2.311,02 |
| GRP DITC - CTEEP - BARRAMENTO TAUBATE | CTEEP | 059/2001 | 2.311,02 |
| TAUBATE-440/138 kV | CTEEP | 059/2001 | -2.311,02 |
| GUAMA-230/69 kV | ELETRONORTE | 058/2001 | -6.874,01 |
| UTINGA-230/69 kV | ELETRONORTE | 058/2001 | -10.311,01 |
| RONDONOPOLIS-230/138 kV | ELETRONORTE | 058/2001 | -2.733,70 |
| Rede Básica | ELETRONORTE | 058/2001 | 17.079,40 |
| JOINVILLE-230/69 kV | ELETROSUL | 057/2001 | -5.527,12 |

Passivo devido à Determinação da Diretoria Colegiada da ANEEL no Âmbito do Processo 48500.006424/201487
92. A classificação das instalações listadas na tabela a seguir foi alterada em atendimento a
Determinação da Diretoria da ANEEL conforme detalhado no item III.2.4 desta nota técnica. Dessa forma, foram
calculadas parcelas de ajuste a serem aplicadas no ciclo 2016-2017 para corrigir a forma de remuneração
dessas da entrada em operação comercial até 30/06/2016.

Concessionária Contrato Ato Autorizativo Grupo de Equipamento Parcela de Ajuste (Jun/16)
GRP Utinga - Celpa -43.717,41
REA 3.362/2012
Rede Básica 43.717,41
058/2001
Rede Básica -6.929.617,05
ELETRONORTE REA 4.530/2014
COXIPO-230/138 kV 6.929.617,05
Rede Básica -1.866.032,33
014/2012 REA 5.060/2015
LT 138 kV JORGE TEIXEIRA /LECHUGA C-3 -
AMAZONAS ENERGIA 1.866.032,33
Passivo Financeiro pela Suspensão do Pagamento Base
93. A SFE informou por meio do Memorando nº 176/2016-SFE/ANEEL sobre a suspensão de
pagamentos base da CEEE-GT, apresentando tabela com as Funções Transmissão e os períodos de tempo
pelo qual deveriam ter sido suspensos os Pagamentos Base de Funções Transmissão.
94. Essas suspensões de pagamento de base se dão em cumprimento das disposições
regulamentares estabelecidas pelos arts. 32 e 33 da Resolução Normativa n° 270/2007, relativas ao nível de
qualidade dos serviços de energia elétrica e a não prestação do serviço público de transmissão.

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
95. Dessa forma, a SGT apresenta na tabela a seguir os valores a serem devolvidos pela CEEEGT durante o ciclo 2016-2017 referente à suspensão dos pagamentos base informada pela SFE.
Valor a ser devolvido

Concessionária Contrato de concessão Grupo pagador
(R$) Ref. jun/2016
QUINTA-230/138 kV 19.592,05
CEEE_GT 055/2001
V.AIRES-230/69 kV 682.779,64
Equipamentos substituídos ou desativados ao longo do ciclo 2015-2016
96. Conforme consta no submódulo 9.7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, o
equipamento substituído e sem possibilidade de reutilização ou o equipamento desativado terá a receita a ele
associada cancelada na data da retirada de operação.
97. Sendo assim, a parcela de RAP associada aos módulos que foram substituídos ou desativados
ao longo do ciclo 2015-2016 e que não foram reutilizados foi cancelada e subtraída da parcela de RAP total
recebida pelas respectivas concessionárias.
98. Além disso, foi calculada uma PA a ser devolvida pelas concessionárias a partir da data de
retirada de operação do equipamento até 30/06/2016 devido ao cancelamento da parcela de RAP
correspondente.
99. A tabela abaixo apresenta os módulos que se enquadram nessa situação, a parcela de RAP
que foi cancelada, a preços de junho de 2015 e a PA associada, a preços de junho de 2016.
Parcela de RAP
PA (R$)
Módulo Concessionária Contrato Ato Autorizativo Cancelada (R$)
Ref. Jun/2016
Ref. Jun/2015

| EL 23 kV SANTO ANGELO 2 DIST1 | CEEE-GT | 055/2001 REA 3.159/2011 | 60.068,88 | -42.501,80 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| EL 23 kV SANTO ANGELO 2 DIST2 | CEEE-GT | 055/2001 REA 3.159/2011 | 60.068,88 | -42.501,80 |
| EL 23 kV SANTO ANGELO 2 DIST3 | CEEE-GT | 055/2001 REA 3.159/2011 | 60.068,88 | -24.908,56 |
| EL 23 kV SANTO ANGELO 2 DIST4 | CEEE-GT | 055/2001 REA 3.159/2011 | 60.068,88 | -24.908,56 |
| EL 23 kV SANTO ANGELO 2 DIST5 | CEEE-GT | 055/2001 REA 3.159/2011 | 60.068,88 | -24.908,56 |
| EL 23 kV SANTO ANGELO 2 DIST6 | CEEE-GT | 055/2001 REA 3.159/2011 | 60.068,88 | -24.908,56 |
| TR 230/69 kV PIRIPIRI TR2 PI | CHESF | 061/2001 REA 2.823/2011 | 123.899,37 | -104.219,92 |
| TR 230/69 kV PIRIPIRI TR1 PI | CHESF | 061/2001 REA 2.823/2011 | 123.899,37 | -79.011,49 |
| IB 230 kV MG 230 kV PIRIPIRI MG1 PI IB1 | CHESF | 061/2001 REA 2.823/2011 | 77.511,04 | -110.247,90 |
| TT 69/13,8 kV ANGELIM TA1 PE | CHESF | 061/2001 REA 3.578/2012 | 59.189,18 | -38.464,31 |
| TT 69/13,8 kV CAMACARI II TA1 BA | CHESF | 061/2001 REA 3.578/2012 | 59.189,18 | -58.096,53 |
| TT 69/13,8 kV COTEGIPE TA1 BA | CHESF | 061/2001 REA 3.578/2012 | 59.189,18 | -29.570,09 |
| TT 69/13,8 kV JARDIM TA1 SE | CHESF | 061/2001 REA 3.578/2012 | 59.189,18 | -27.134,91 |
| TT 69/13,8 kV MOSSORO II TA1 RN | CHESF | 061/2001 REA 3.578/2012 | 59.189,18 | -63.140,84 |
| TT 69/13,8 kV NATAL II TA1 RN | CHESF | 061/2001 REA 3.578/2012 | 59.189,18 | -40.980,67 |
| TR 138/13,8 kV SAO SEBASTIAO TR2 SP | CTEEP | 059/2001 REA 3.775/2012 | 54.053,23 | -90.702,48 |
| TR 138/13,8 kV SAO SEBASTIAO TR1 SP | CTEEP | 059/2001 REA 3.775/2012 | 54.053,23 | -90.702,48 |
| LT 88 kV OURINHOS /CHAVANTES C-1 SP | CTEEP | 059/2001 REA 3.340/2012 | 214.475,06 | -294.343,93 |

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.

| MC 13,8 kV TR 138/13,8 kV ITAPEVA TR3 SP | CTEEP | 059/2001 REA 4.387/2013 | 27.531,99 | -31.519,61 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| BC 138 kV 60 Mvar MAIRIPORA BC1 SP | CTEEP | 059/2001 REA 4.324/2013 | 81.087,63 | -76.254,59 |
| TR 230/69 kV VILA DO CONDE TF6 PA | ELETRONORTE 058/2001 REA 4.058/2013 | 123.319,03 | -78.641,40 |  |
| TR 230/69 kV VILA DO CONDE TF5 PA | ELETRONORTE 058/2001 REA 4.058/2013 | 123.319,03 | -78.641,40 |  |
| TR 230/69 kV VILA DO CONDE TF4 PA | ELETRONORTE 058/2001 REA 4.058/2013 | 123.319,03 | -78.641,40 |  |
| MC 69 kV TR 230/69 kV VILA DO CONDE TF6 PA | ELETRONORTE 058/2001 REA 4.058/2013 | 37.720,74 | -24.054,78 |  |
| MC 69 kV TR 230/69 kV VILA DO CONDE TF5 PA | ELETRONORTE 058/2001 REA 4.058/2013 | 37.720,74 | -24.054,78 |  |
| MC 69 kV TR 230/69 kV VILA DO CONDE TF4 PA | ELETRONORTE 058/2001 REA 4.058/2013 | 37.720,74 | -24.054,78 |  |
| MC 230 kV TR 230/69 kV VILA DO CONDE TF5 PA | ELETRONORTE 058/2001 REA 4.058/2013 | 97.677,41 | -62.289,56 |  |
| MC 230 kV TR 230/69 kV VILA DO CONDE TF4 PA | ELETRONORTE 058/2001 REA 4.058/2013 | 97.677,41 | -62.289,56 |  |
| IB 230 kV MG 500 kV VILA DO CONDE MG1 PA IB13 | ELETRONORTE 058/2001 REA 4.058/2013 | 89.392,61 | -29.948,00 |  |
| IB 230 kV MG 500 kV VILA DO CONDE MG1 PA IB12 | ELETRONORTE 058/2001 REA 4.058/2013 | 89.392,61 | -29.948,00 |  |

MC 230 kV RTB 230 kV 30 Mvar RONDONOPOLIS RT3

ELETRONORTE 058/2001 REA 4.058/2013 104.333,37 -76.958,81
MT

| TR 500/138 kV GRAJAU TR52 RJ | FURNAS | 062/2001 REA 5.457/2015 | 888.916,18 | -772.020,25 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| TR 500/138 kV GRAJAU TR54 RJ | FURNAS | 062/2001 REA 5.457/2015 | 888.916,18 | -517.234,41 |
| TR 500/138 kV GRAJAU TR58 RJ | FURNAS | 062/2001 REA 5.457/2015 | 888.916,18 | -645.149,79 |
| TR 500/138 kV GRAJAU TR56 RJ | FURNAS | 062/2001 REA 5.457/2015 | 296.305,39 | -232.494,25 |
| TR 500/138 kV GRAJAU TRR1 RJ | FURNAS | 062/2001 REA 5.457/2015 | 296.305,39 | -55.787,01 |
| TR 345/138 kV JACAREPAGUA TR1B RJ | FURNAS | 062/2001 REA 5.457/2015 | 457.764,65 | -285.193,43 |
| TR 345/138 kV JACAREPAGUA TR1A RJ | FURNAS | 062/2001 REA 5.457/2015 | 457.764,65 | -131.834,70 |
| TR 345/138 kV JACAREPAGUA TRR1 RJ | FURNAS | 062/2001 REA 5.457/2015 | 152.588,22 | -38.459,26 |

EL 138 kV JACAREPAGUA LT 138 kV ITAPEBA

FURNAS 062/2001 REA 2.837/2011 88.556,80 -78.255,84
/JACAREPAGUA C-1 RJ
Valores referente à O&M de instalações transferidas
100. As parcelas de RAP referentes à operação e manutenção de instalações transferidas às
concessionárias de transmissão em função de seccionamento de linhas de transmissão foram consideradas na
RAP das respectivas transmissoras proprietárias das instalações.
101. Além disso, a parcela de ajuste associada à operação e manutenção das instalações
transferidas referente ao período da data de entrada em operação comercial do seccionamento até 30/6/2016
foi considera na PA Outros Ajustes da respectiva concessionária proprietária das instalações, conforme tabela
abaixo.
PA Atualizada

Concessionária Contrato Seccionamento Ato Autorizativo
R$ (Jun-16)
LT 345 kV Adrianópolis / Macaé Merchant na SE Venda

FURNAS 062/2001 REA 5.538/2015 1.394.836,06
das Pedras

CTEEP 059/2001 LT 230 kV Aparecida / Taubaté na SE GV do Brasil REA 5.836/2016 539.220,61
LT 230 kV Caxias / Castertech na SE Caxias 6 e LT 230 kV

CEEE-GT 055/2001 REA 5.878/2016 423.424,99
Caxias / Taquara na SE Nova Petrópolis 2

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
LT 345 kV Barbacena 2 / Juiz de Fora 1 na SE Santos

CEMIG-GT 006/1997 REA 5.879/2016 334.684,14
Dumont 2

CEMIG-GT 006/1997 LT 345 kV Neves 1 / Três Marias na SE Sete Lagoas 4 REA 5.880/2016 286.113,59
CEMIG-GT 006/1997 LT 230 kV Itabira 2 / Taquaril na SE Itabira 4 REA 5.893/2016 421.059,08
LT 345 kV Jeceaba / Ouro Preto 2 na SE Itabirito 2 e LT

CEMIG-GT 006/1997 500 kV São Gonçalo do Pará – Ouro Preto 2 na SE REA 5.889/2016 923.531,94
Itabirito 2
LT 230 kV Barra Grande – Lages C1/C2 na SE Abdon

STC 006/2006 REA 5.905/2016 771.129,05
Batista.
LT 500 kV São João do Piauí – Milagres na SE Curral

IRACEMA 002/2008 REA 5.902/2016 585.580,25
Novo do Piauí II.

ELETROSUL 010/2005 LT 500 kV Biguaçu / Campos Novos na SE Abdon Batista REA 5.904/2016 219.282,52
CEEE-GT 055/2001 LT 230 kV Guaíba 2 - Pelotas 3 na SE Camaquã 3 REA 5.903/2016 238.640,01
Devolução de valores pagos para os casos em que os TLPs foram emitidos em desacordo com o art. 7º da
Resolução Normativa n° 454/2011 (Diversas Concessionárias)
102. Em decorrência de processo de fiscalização, realizado no ONS sobre os procedimentos de
emissão de Termos de Liberação, conforme prevê a REN 454/2011, a SFE identificou para os casos de
instalações de transmissão que estavam impedidas de serem testadas por pendências impeditivas de terceiros
ou por restrições sistêmicas, que os Termos de Liberação Parcial – TLPs estavam sendo emitidos em
desacordo com o art. 7° da Resolução Normativa n° 454/2011.
103. Como resultado do referido processo de fiscalização, a Diretoria da ANEEL por meio do
Despacho n° 1957/2015, determinou que o ONS encaminhasse à ANEEL a relação de todos os TLPs emitidos
e os correspondentes valores das parcelas de RAP pagas em desacordo com a REN n° 454/2011.
Adicionalmente, determinou que a SFE avaliasse a conformidade das informações encaminhadas pelo ONS e
que a SGT procedesse com os ajustes necessários na Parcela de Ajuste da receita das concessionárias de
transmissão envolvidas.
104. Sendo assim, em atendimento à determinação da Diretoria da ANEEL, a SFE encaminhou à
SGT, por meio do Memorando n° 52/2016-SFE/ANEEL, de 25/1/2016, os valores a serem devolvidos pelas
transmissoras em decorrência do recebimento indevido das parcelas de RAP associadas às obras que tiveram
a operação comercial autorizada com a emissão de TLPs em desacordo com o art. 7° da Resolução Normativa
n° 454/2011.
105. A SGT atualizou os valores informados pela SFE para a referência de junho/16 e separou os
valores por contrato de concessão e grupo de equipamentos, conforme tabela a seguir. O detalhamento do
cálculo se encontra anexo ao processo.

Concessionária Contrato Grupo de Equipamento Valor a ser Devolvido (Jun/16)
Rede Básica -38.816,96

CAIUÁ 007/2012 SANT.QUITERIA-230/138 kV -102.116,87
SANT.QUITERIA-230/13,8 kV -84.346,76

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
Rede Básica -29.142,22
COPEL-GT 015/2010
CERQUILHO III-230/138 kV -118.524,12
Rede Básica -26.058,41
ELETRONORTE 058/2010
ABUNA-230/138 kV -38.873,27

FURNAS 062/2010 Rede Básica -6.824,36
Rede Básica -179.989,83
LUZIÂNIANIQUELÂNDIA 010/2012
LUZIANIA-500/138 kV -352.407,70

015/2009 Rede Básica -18.721.714,31
IEMADEIRA

013/2009 Rede Básica -25.426.984,67
MONTESCLAROS 003/2010 Rede Básica -735.686,89
Rede Básica -4.513.011,81
MANAUS TR 010/2008
SILVES-500/138 kV -71.003,37
Brasnorte (Contrato de concessão nº 003/2008)
106. Por meio do Despacho nº 1.184, de 10/5/2016, a ANEEL reconheceu a antecipação da data
de entrada em operação comercial de 18/11/2009 para 24/9/2009 das instalações associadas à LT 230 kV Juba
– Jauru CD e à SE 230/138 kV Juba, outorgadas à Brasnorte por meio do Contrato de Concessão
nº 003/2008 com o consequente recebimento da RAP proporcional associada a essas instalações referente ao
período de 24/9/2009 a 17/11/2009.
107. Além disso, o ONS por meio das Cartas 0777/100/2016, de 19/5/2016, e 0819/100/2016, de
25/5/2016 retificou os Termos de Liberação 155/P/11/2009, 161/P/11/2009, 162/P/11/2009, 163/P/11/2009,
164/9/11/2009 e 165/P/11/2009 alterando a data de entrada em operação comercial das instalações associadas
à LT 230 kV Juba – Jauru CD e à SE 230/138 kV Juba de 18/11/2009 para 24/9/2009.
108. Sendo assim, foi calculada uma PA no valor de R$ 1.523.763,20, a preços de junho de 2016,
a ser recebida pela Brasnorte referente às parcelas de RAP associadas à LT 230 kV Juba – Jauru CD e à SE
230/138 kV Juba que deveriam ter sido recebidas pela concessionária no período de 24/9/2009 a 17/11/2009.
CHESF (Contrato de concessão nº 061/2001)
109. Por meio do Despacho nº 829, de 5/4/2016, a ANEEL reconheceu a alteração do usuário da
entrada de linha 69 kV, 02M1, na subestação Itabaianinha, que era utilizada pela Energisa Sergipe Distribuidora
de Energia S.A. – ESE e que passou a ser exclusivamente utilizada pela Companhia Sul Sergipana de
Eletricidade S.A. - SULGIPE, a partir de 1º de setembro de 2015.
110. Sendo assim, o responsável pelo pagamento do encargo de conexão associado à entrada de
linha 69 kV, 02M1, na subestação Itabaianinha, foi alterado da ESE para a SULGIPE e foi estabelecida uma
Parcela de Ajuste no valor de R$ 44.679,08, a preços de junho de 2016, a ser paga pela SULGIPE e a ser
recebida pela ESE referente ao pagamento do referido encargo de conexão no período de 1/9/2015 a
30/6/2016, conforme consta na Nota Técnica nº 005/2016-SRT/ANEEL, de 25/2/2016.

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
MTE (Contrato de concessão nº 010/2008)
111. Por meio da Carta ONS 0752/100/2013, de 25/6/2016, o ONS emitiu, dentre outros, os Termos
de Liberação 118/P/6/2013 e 119/P/6/2013 autorizando, respectivamente, a entrada em operação comercial
provisória, a partir de 14/3/2013, do banco de autotransformadores monofásicos 500/138 kV 3x50 MVA e
respectivos módulos de conexão e da unidade de transformação reserva 500/138 kV ambas instaladas na SE
Silves outorgados a Manaus Transmissora de Energia – MTE por meio do contrato de concessão nº 010/2008.
112. A MTE, por meio da Carta Co-055/2015, de 30/11/2015, informou que as parcelas de RAP
associadas aos equipamentos mencionados passaram a ser reconhecidas e pagas à concessionária apenas a
partir de julho de 2014, mesmo com o Termo de Liberação autorizando a entrada em operação comercial e o
consequente pagamento das parcelas de RAP correspondentes a partir de 14/3/2013.
113. Foi verificado que na REH 1.918/2015 a parcela de RAP associada aos equipamentos
mencionados foi considerada na apuração da MTE somente a partir de junho/2014, conforme pode ser
observado na planilha "Manaus TR_010-2008_SILVES-500-138 kV.xls" do Anexo XI da Nota Técnica
nº 159/2015-SGT/ANEEL. Dessa forma, ficou pendente o recebimento pela transmissora das parcelas de RAP
no período de 14/3/2013 a 31/5/2014.
114. Sendo assim, foi calculada uma PA no valor de R$ 2.708.317,74, a preços de junho de 2016,
a ser recebida pela MTE referente às parcelas de RAP associadas ao banco de autotransformadores
monofásicos 500/138 kV 3x50 MVA e respectivos módulos de conexão e da unidade de transformação reserva
500/138 kV ambas instaladas na SE Silves no período de 14/3/2013 a 31/5/2014.
Eletronorte (Contrato de concessão nº 058/2001)
115. Por meio da Carta ONS 0278/100/2014, de 25/2/2014, o ONS emitiu os Termos de Liberação
050/P/2/2014, 051/P/2/2014 e 052/P/2/2014 autorizando a entrada em operação comercial provisória, a partir
de 12/1/2014, das obras autorizadas à Eletronorte por meio da REA nº 3.216/2011. A partir dessa data a
concessionária passou a receber 90% da RAP associada a esses reforços em função da existência de
pendência não impeditiva própria e pendência impeditiva de terceiros, conforme informado pelo ONS.
116. Por meio da Carta ONS 0855/100/2014, de 10/6/2014, retificada pela Carta ONS
0958/100/2014, de 30/6/2014, o ONS emitiu os Termos de Liberação 126/P/6/2014, 127/P/6/2014 e
128/P/6/2014 autorizando a entrada em operação comercial provisória a partir de 9/4/2014 das obras
mencionadas e o recebimento, a partir desta data, de 100% da RAP correspondente em função da existência
de restrições sistêmicas que impediam os testes de energização dos reforços autorizados por meio da REA nº
3.216/2011.
117. Por meio da Carta ONS 1220/100/2015, de 6/11/2015, o ONS informou à ANEEL, após
avaliações dos requisitos dos Procedimentos de Rede e constatação de existência de pendências impeditivas
próprias nos requisitos de telessupervisão, a suspensão dos Termos de Liberação 126/P/6/2014, 127/P/6/2014
e 128/P/6/2014 a partir de 22/5/2015 até a conclusão dos testes necessários e emissão de novo Termo de
Liberação.
118. Posteriormente, após a conclusão dos testes necessários, o ONS emitiu por meio da carta
ONS 0174/100/2016, de 2/2/2016, os TLD ONS 42/D/2/2016, 43/D/2/2016, 44/D/2/2016 considerando a data
de 18/12/2015 para a entrada em operação comercial definitiva das obras autorizadas pela REA nº 3.216/2011.

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
119. Sendo assim, foi calculada uma PA no valor de R$ 565.141,38, a preços de junho 2016, a ser
devolvida pela Eletronorte, referente às parcelas de RAP associadas às obras autorizadas pela REA nº
3.216/2011 que foram recebidas indevidamente pela transmissora no período de 22/05/2015 a 17/12/2015.
Furnas (Contrato de concessão nº 016/2012)
120. Por meio da Carta ONS 0048/100/2015, de 16/1/2015, o ONS emitiu os Termos de Liberação
019/P/1/2015, 020/P/1/2015 e 021/P/1/2015 autorizando a entrada em operação comercial provisória, a partir
de 7/1/2015, de obras outorgadas à Furnas por meio do contrato de concessão 016/2012. A partir dessa data
a concessionária passou a receber 90% da RAP associada a esses reforços em função da existência de
pendência não impeditiva própria e pendência impeditiva de terceiros, conforme informado pelo ONS.
121. Por meio da Carta ONS 0240/100/2016, de 18/2/2016, o ONS informou à ANEEL que com
base no Ofício nº 003/2016-SRT/ANEEL, de 15/1/2016, cancelou os Termos de Liberação 019/P/1/2015,
020/P/1/2015 e 021/P/1/2015.
122. Finalmente por meio da Carta ONS 0540/100/2016, de 7/4/2016, o ONS emitiu os Termos de
Liberação 058/P/3/2016, 059/P/3/2016 e 064/P/3/2016 autorizando a entrada em operação comercial definitiva,
a partir de 24/3/2016, de obras outorgadas à Furnas por meio do contrato de concessão 016/2012.
123. Sendo assim, foi calculada uma PA no valor de R$ 3.401.705,30, a preços de junho 2016, a
ser devolvida por Furnas, referente às parcelas de RAP associadas às instalações outorgadas por meio do
contrato de concessão 016/2012 que foram recebidas indevidamente pela transmissora no período de
07/1/2015 a 31/5/2015. A devolução dos valores recebidos indevidamente no período de 1/6/2015 a 23/3/2016
será considerada por meio da PA Apuração.
III.5 – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS DAS ATUALIZAÇÕES DA RAP
124. As receitas referentes às instalações de transmissão sob responsabilidade das transmissoras
para o ciclo 2016-2017 totalizam R$ 13.584.392.292,34, enquanto no período 2015-2016 esse valor foi de
R$ 11.845.155.637,09. Dessa forma, houve aumento de 14,68% nas receitas. Deste valor, 9,91 p.p. referemse a reajuste previsto nos contratos e 4,77 p.p. referem-se à expansão no sistema de transmissão e as
alterações previstas no Despacho nº 585/2016.
125. Nas tabelas a seguir são apresentadas as receitas, por tipo, para o período 2016-2017.
Rede Básica (em R$) – Ref. jun/2016
Acesso à Rede

RBSE* RBNI** RBL**** RMEL***** TOTAL
Básica***

Rede Básica 2.634.337.825,72 528.404.118,99 4.591.177,62 7.950.166.056,09 35.042.339,67 11.152.541.518,09
Rede Básica de

453.439.587,57 232.844.564,98 0,00 249.504.848,75 31.115.119,11 966.904.120,41
Fronteira

TOTAL 3.087.777.413,29 761.248.683,97 4.591.177,62 8.199.670.904,84 66.157.458,78 12.119.445.638,50
* Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que consta no contrato de concessão sob esta
denominação.
** Receitas de novas instalações autorizadas.
*** Receitas de conexões à Rede Básica.
**** Receitas das instalações licitadas.
***** Receitas das melhorias.

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
Demais Instalações de Transmissão (em R$) – Ref. jun/2016

| RPC* | RCDM** | RPEC*** | RMEL**** | TOTAL |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| DIT compartilhada | 165.561.423,03 | 56.083.443,39 | 2.069.836,50 | 1.892.492,42 | 225.607.195,34 |
| DIT de uso exclusivo | 621.465.949,67 | 119.242.209,49 | 54.216.178,70 | 8.103.822,51 | 803.028.160,37 |
| TOTAL | 787.027.372,70 | 175.325.652,88 | 56.286.015,20 | 9.996.314,93 | 1.028.635.355,71 |

* Receita de instalações relativas à prorrogação das concessões (Lei nº 12.783/2013) ou que consta no contrato de concessão sob esta
denominação.
** Receitas de novas instalações autorizadas.
*** Receitas das instalações licitadas.
**** Receitas das melhorias.
Instalações de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração (em R$) – Ref. jun/2016

RICG* RICGNI** RIEG*** TOTAL
60.533.327,66 11.605.730,08 23.796.782,70 95.935.840,44
* Receita relativa às ICG licitadas.
** Receitas de novas ICG autorizadas.
*** Receita relativa às IEG licitadas.
Interligações Internacionais (em R$) – Ref. jun/2016

REQ* REQNI** RMEL*** TOTAL
328.834.277,77 11.463.931,65 77.248,27 340.375.457,69
* Receita relativa às interligações internacionais equiparadas.
** Receitas de novas instalações de interligações internacionais autorizadas.
**** Receitas das melhorias.
126. Na tabela a seguir são listadas as empresas detentoras de concessões de transmissão
juntamente com o total das receitas relativas às instalações em operação comercial em 16 de junho de 2016.
Ao todo as 104 empresas listadas são detentoras de 172 contratos de concessão.
RAP (R$)

Posição Empresa CNPJ
Ref. jun/2016

| 1 | TAESA - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A | 07.859.971/0001-30 | 1.793.761.932,48 |
| --- | --- | --- | --- |
| 2 | FURNAS - Furnas Centrais Elétricas S/A. | 23.274.194/0001-19 | 1.321.425.483,16 |
| 3 | CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco | 33.541.368/0001-16 | 973.577.540,10 |
| 4 | ELETROSUL - Eletrosul Centrais Elétricas S.A | 00.073.957/0001-68 | 883.458.662,07 |
| 5 | ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. | 00.357.038/0001-16 | 856.783.893,20 |
| 6 | CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista | 02.998.611/0001-04 | 833.846.966,60 |
| 7 | IEMADEIRA - Interligação Elétrica do Madeira S.A. | 10.562.611/0001-87 | 525.578.153,32 |

04.416.935/0001-04
8 EATE - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S/A 422.269.558,17
92.715.812/0001-31
9 CEEE-GT - Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica 336.312.718,11
06.981.176/0001-58
10 CEMIG-GT - CEMIG Geração e Transmissão S.A 333.870.611,56
01.983.856/0001-97
11 CIEN - COMPANHIA DE INTERCONEXÃO ENERGÉTICA 330.378.649,82
09.625.321/0001-56
12 NORTEBRASIL - Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 278.805.282,64
04.370.282/0001-70
13 COPEL-GT - Copel Geração e Transmissão S.A. 249.656.476,91

| 14 | ENTE - Empresa Norte de Transmissão de Energia S/A | 05.321.987/0001-60 | 221.643.644,44 |
| --- | --- | --- | --- |
| 15 | ITE - Itumbiara Transmissora de Energia S.A. | 07.081.467/0001-52 | 217.737.883,97 |
| 16 | ETEE - Expansion Transmissão de Energia Elétrica S/A | 04.100.850/0001-12 | 193.132.822,16 |
| 17 | STN - Sistema de Transmissão Nordeste S/A | 05.991.437/0001-58 | 177.333.114,18 |
| 18 | Manaus TR - Manaus Transmissora de Energia S.A. | 09.584.854/0001-37 | 166.824.726,07 |

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
07.762.066/0001-68
19 SMTE - Serra da Mesa Transmissora de Energia S.A. 131.141.650,50
10.240.186/0001-00
20 Xingu - Linhas de Xingu Transmissora de Energia Ltda. 130.663.034,64
07.799.081/0001-80
21 INTESA - Integração Transmissora de Energia S/A 126.429.627,05
10.234.027/0001-00
22 Macapá - Linhas de Macapá Transmissora de Energia Ltda. 113.062.763,88
07.002.685/0001-54
23 ATE III - ATE III Transmissora de Energia S/A 112.228.973,64
07.272.615/0001-16
24 LTT - LT Triângulo S.A 106.841.892,40

| 25 | TSLE - Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. - TSLE | 16.383.969/0001-29 | 104.009.499,79 |
| --- | --- | --- | --- |
| 26 | PPTE - Porto Primavera Transmissora de Energia S/A | 07.081.291/0001-39 | 97.632.771,90 |
| 27 | ETEP - Empresa Paraense de Transmissão de Energia S/A | 04.416.923/0001-80 | 96.563.389,40 |
| 28 | IEGARANHUNS - INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA GARANHUNS S.A | 14.432.763/0001-16 | 96.526.192,49 |
| 29 | CPTE - Cachoeira Paulista Transmissora de Energia S.A. | 05.336.882/0001-84 | 84.640.541,04 |
| 30 | ETIM - Expansion Transmissão Itumbiara Marimbondo S/A | 04.689.936/0001-22 | 79.806.544,63 |

03.984.987/0001-14
31 ECTE - Empresa Catarinense de Transmissão de Energia S/A 79.722.527,92
07.072.909/0001-02
32 VCTE - Vila do Conde Transmissora de Energia S.A. 73.567.567,37
10.559.663/0001-02
33 ITATIM - Linhas de Transmissão do Itatim S.A 68.982.593,31
14.820.905/0001-12
34 TSBE - TRANSMISSORA SUL BRASILEIRA DE ENERGIA S.A 68.185.686,27

35 TP NORTE - MATRINCHÃ TRANSMISSORA DE ENERGIA (TP NORTE) S.A 15.286.382/0001-39 67.221.609,04
14.029.911/0001-56
36 ETN - Extremoz Transmissora do Nordeste S/A 65.531.783,65

| 37 | LVTE - Linha Verde Transmissora de Energia S.A. | 10.995.784/0001-99 | 65.249.100,64 |
| --- | --- | --- | --- |
| 38 | IEJAPI - Interligação Elétrica Serra do Japi S.A. | 10.960.725/0001-85 | 60.132.269,21 |
| 39 | IE Pinheiros - Interligação Elétrica Pinheiros S.A. | 10.260.820/0001-76 | 57.187.905,37 |
| 40 | CATXERÊ - Catxerê Transmissora de Energia S.A. | 10.542.732/0001-67 | 56.454.689,03 |
| 41 | JTE - Jauru Transmissora de Energia S.A | 08.583.456/0001-33 | 56.444.571,20 |
| 42 | GOIÁS - Goiás Transmissão S.A. | 11.708.279/0001-89 | 54.059.010,68 |

10.553.895/0001-45
43 TER - Transenergia Renovável S.A. 53.683.547,50
05.321.920/0001-25
44 ERTE - Empresa Regional de Transmissão de Energia S/A 49.750.420,51
06.001.492/0001-16
45 AETE - Amazônia - Eletronorte Transmissora de Energia S/A 46.706.397,08
10.319.371/0001-94
46 EBTE - Empresa Brasileira de Transmissão de Energia S.A. 44.400.266,85
09.276.712/0001-02
47 IENNE - Interligação Elétrica Norte e Nordeste S.A. 43.964.171,84

| 48 | ETAU - Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S/A | 05.063.249/0001-60 | 42.527.355,75 |
| --- | --- | --- | --- |
| 49 | SPTE - Serra Paracatu Transmissora de Energia S.A | 08.626.861/0001-91 | 42.159.044,99 |
| 50 | TME - Transmissora Matogrossense de Energia S.A. | 10.994.254/0001-26 | 42.070.382,05 |
| 51 | BRILHANTE - Brilhante Transmissora de Energia S.A. | 10.552.848/0001-87 | 41.899.246,55 |
| 52 | STC - Sistema de Transmissão Catarinense S/A | 07.752.818/0001-00 | 41.521.614,89 |
| 53 | PARANAÍBA - PARANAÍBA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A | 17.553.029/0001-01 | 40.271.255,95 |

05.974.828/0001-64
54 TRANSLESTE - Companhia Transleste de Transmissão 40.172.134,80
08.532.971/0001-94
55 PCTE - Poços de Caldas Transmissora de Energia Ltda. 39.356.549,50
07.779.299/0001-73
56 CELG G&T - Celg Geração e Transmissão S.A 38.268.377,65
10.338.320/0001-00
57 AFLUENTE T - Afluente Transmissão de Energia Elétrica S.A. 37.422.587,78
14.871.900/0001-19
58 MARANHENSE - INTEGRAÇÃO MARANHENSE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 36.778.723,99
11.638.929/0001-67
59 MGE - MGE Transmissão S.A. 32.100.195,71

60 RPTE - Ribeirão Preto Transmissora de Energia S A 08.533.006/0001-36 31.085.037,73

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
11.620.646/0001-98
61 MONTESCLAROS - Linhas de Transmissão de Montes Claros S.A 30.641.807,77
07.003.112/0001-45
62 Uirapuru - Uirapuru Transmissora de Energia S/A 30.593.933,41
07.153.003/0001-04
63 Transirapé - Companhia Transirapé de Transmissão 29.201.132,39
11.552.929/0001-40
64 TDG - Transmissora Delmiro Gouveia S.A. 26.902.069,48
05.973.734/0001-70
65 LUMITRANS - Lumitrans Companhia Transmissora de Energia Elétrica 26.206.258,94
09.274.998/0001-97
66 Brasnorte - Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 24.904.754,77

| 67 | Transudeste - Companhia Transudeste de Transmissão | 07.085.630/0001-55 | 24.899.069,35 |
| --- | --- | --- | --- |
| 68 | ARARAQUARA - Araraquara Transmissora de Energia S.A. | 10.542.659/0001-23 | 24.730.345,76 |
| 69 | CAIUÁ-T - CAIUÁ TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A | 14.832.534/0001-99 | 24.444.735,87 |
| 70 | LTC - LINHA DE TRANSMISSÃO CORUMBÁ S.A. | 13.227.009/0001-81 | 22.739.006,13 |
| 71 | Iracema - Iracema Transmissora de Energia S.A. | 09.250.729/0001-90 | 21.612.171,57 |
| 72 | ETSE - EMPRESA DE TRANSMISSÃO SERRANA S.A | 14.929.924/0001-81 | 21.581.574,21 |

07.114.999/0001-49
73 ATE IV - São Mateus Transmissora de Energia S.A. 19.639.490,61
10.997.565/0001-49
74 TSP - Transenergia São Paulo S.A. 19.118.182,29
08.635.011/0001-50
75 ATE VI - Campos Novos Transmissora de Energia S.A. 18.236.235,29
08.580.534/0001-46
76 IEMG - Interligação Elétrica de Minas Gerais S.A. 18.120.617,34

77 Marumbi - Marumbi Transmissora de Energia S.A. 14.820.785/0001-53 17.906.898,55
07.070.850/0001-05
78 Centroeste - Companhia de Transmissão Centroeste de Minas 17.129.836,45

| 79 | IESUL - Interligação Elétrica Sul S.A. | 10.261.111/0001-05 | 16.756.624,43 |
| --- | --- | --- | --- |
| 80 | ATE V - Londrina Transmissora de Energia S.A. | 08.232.879/0001-09 | 16.743.695,71 |
| 81 | LUZIÂNIA-NIQUELÂNDIA - Luziânia-Niquelândia Transmissora S.A | 14.863.121/0001-71 | 15.370.973,85 |
| 82 | ETES - Empresa de Transmissão do Espírito Santo S.A. | 08.600.252/0001-63 | 14.307.993,21 |
| 83 | Narandiba - SE Narandiba S.A. | 10.337.920/0001-53 | 14.248.791,24 |
| 84 | EVRECY - Evrecy Participações Ltda. | 08.543.286/0001-63 | 13.863.036,98 |

14.507.191/0001-97
85 COSTA OESTE - COSTA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 12.751.534,47
11.004.138/0001-85
86 ESDE - Empresa Santos Dumont de Energia S.A. 12.639.916,21
12.285.462/0001-81
87 ENCRUZO - Encruzo Novo Transmissora de Energia S/A. 12.573.973,48
11.589.522/0001-97
88 ETEM - Transmissão de Energia do Mato Grosso S.A. 12.045.414,99
08.806.925/0001-36
89 ATE VII - Foz do Iguaçu transmissora de Energia S.A. 11.718.345,91

| 90 | CPFL TRANSMISSÃO - CPFL TRANSMISSÃO PIRACICABA S.A | 17.079.395/0001-62 | 11.599.524,53 |
| --- | --- | --- | --- |
| 91 | ATLÂNTICO - Concessionária de Transmissão de Energia do Brasil S.A | 12.402.255/0001-60 | 8.967.096,93 |
| 92 | Light - Light Energia S.A | 01.917.818/0001-36 | 8.803.216,56 |
| 93 | PEDRAS - Pedras Transmissora de Energia S/A | 10.242.524/0001-42 | 7.994.001,31 |
| 94 | TPAE - Transmissora Porto Alegrense de Energia Ltda. | 10.938.103/0001-50 | 7.986.217,72 |
| 95 | ETVG - Empresa de Transmissão de Várzea Grande S.A. - ETVG | 12.385.102/0001-51 | 7.293.368,85 |

14.683.671/0001-09
96 TRANSNORTE - TRANSNORTE ENERGIA S.A 7.220.495,48
10.242.700/0001-46
97 Coqueiros - Coqueiros Transmissora de Energia S/A 6.990.512,99
10.515.756/0001-27
98 ATE VIII - ATE VIII TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 6.688.329,74
13.279.118/0001-42
99 SLTE - SETE LAGOAS TRANSMISSORA DE ENERGIA LTDA. 5.876.935,81

100 PANTANAL - PANTANAL TRANSMISSÃO S.A 18.726.961/0001-43 5.357.254,62
15.867.360/0001-62

101 SÃO GOTARDO - São Gotardo Transmissora de Energia S.A 5.023.231,66
102 Caldas Novas - CALDAS NOVAS TRANSMISSÃO S.A. 13.317.273/0001-06 4.332.897,82

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
16.539.825/0001-19

103 BRILHANTE II - Brilhante II Transmissora de Energia Ltda. 4.159.414,31
104 FOTE - FRONTEIRA OESTE TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A 19.438.891/0001-90 1.649.748,22
TOTAL 13.584.392.292,34
127. 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 2016. 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.
128. Os valores das receitas anuais permitidas de concessionárias de transmissão licitadas que
entrarão em operação comercial ao longo do período 2016-2017 são apresentados no Anexo IV.
129. No Anexo VI são apresentados os valores da PA para o período 2016-2017 bem como as
adequações financeiras e econômicas para este período.
130. 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 receita anual permitida estão listadas
no Anexo IX.
131. Os valores das receitas anuais permitidas das instalações de transmissão licitadas e
autorizadas previstas para entrarem em operação comercial ao longo do período 2016-2017 são apresentados
no Anexo V.
132. Os valores dos encargos de conexão referente ao custeio das ICG e IEG são apresentados no
Anexo VII.
133. No Anexo VIII são apresentadas as parcelas de RAP referentes às Interligações Internacionais
com suas respectivas Parcelas de Ajuste.
134. 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 16 de junho 2016, bem como as
instalações previstas para entrarem em operação durante o ciclo 2016-2017, e a lista os ativos de conexão
associados aos usuários e encargos a serem pagos.
135. As instalações contidas no Anexo X estão em planilhas eletrônicas e representadas de acordo
com classificação disposta pela REN nº 067/2004, contemplando tanto as instalações integrantes da Rede
Básica e Rede Básica Fronteira, quanto àquelas classificadas como Demais Instalações de Transmissão.
136. No Anexo XI são apresentadas as planilhas utilizadas no cálculo da PA e as geradas pelo
Siget.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
137. As Leis nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, 9.074, de 7 de julho de 1995, nº 9.427, de 26 de
dezembro de 1996 e 9.784, de 29 de janeiro de 1999.

da Nota Técnica nº 209/2016-SGT/ANEEL, de 22/06/2016.
138. As Resoluções Normativas nº 67, de 08 de junho de 2004, nº 68, de 08 de junho de 2004,
nº 270, de 26 de junho de 2007, nº 320, 11 de junho de 2008 e nº 443, de 26 de julho de 2011.
V – DA CONCLUSÃO
139. Diante do exposto, concluímos pelo estabelecimento das receitas anuais permitidas visando
remunerar a disponibilização das instalações de transmissão sob responsabilidade de concessionárias do
serviço público de transmissão de energia elétrica, para o período de 1º de julho de 2016 a 30 de junho de 2017
(Ciclo 2016-2017), conforme os anexos desta nota.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
140. Desta forma, recomendamos a publicação de Resolução Homologatória que estabeleça as
receitas anuais permitidas pela disponibilização das instalações de transmissão sob responsabilidade de
concessionárias de transmissão de energia elétrica, com vigência a partir de 1º de julho de 2016, conforme
Anexos I a IX desta nota técnica.
MATEUS DE OLIVEIRA FERREIRA RICHARD LESTER DAMAS PAIXÃO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo:
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária