REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 1020/2022
Tipo de documento: anexo
Ementa: Aprova a revisão dos Módulos 3 e 4 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, dos Submódulos 9.1, 9.2 e 9.7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária, do Glossário do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico e altera a Resolução Normativa ANEEL 903, de 8 de dezembro de 2020, e a Portaria ANEEL 3.926, de 29 de março de 2016.
Assunto: Aprovação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-05-27
Autor: ANEEL

ANEXO LXI
Módulo 9: Concessionárias de Transmissão
Submódulo 9.2
REVISÃO PERIÓDICA DAS RECEITAS DAS CONCESSIONÁRIAS LICITADAS
Versão 4.1

1. OBJETIVO
1. Estabelecer os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos para realização das
Revisões Periódicas (RTP) das receitas relativas às concessionárias de serviço público de transmissão de
energia elétrica decorrentes de licitação, na modalidade de leilão público, doravante designadas
transmissoras licitadas.
2. ABRANGÊNCIA
2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se às revisões periódicas das Receitas Anuais Permitidas
das transmissoras licitadas.
3. PROCEDIMENTOS GERAIS
3. A abordagem adotada pela ANEEL para a implementação da revisão periódica de transmissoras licitadas
busca definir parâmetros regulatórios, sem a consideração dos custos reais da empresa, seja de
investimentos ou de despesas operacionais.
4. A revisão periódica decorre do contrato de concessão e pode observar os seguintes aspectos:
a) Custo de capital de terceiros: aplicável às empresas com cláusula específica de revisão nesse item;
b) Custos operacionais: aplicável às empresas com cláusula específica de revisão nesse item;
c) Novas Instalações: aplicável a todas as empresas que possuem autorização da ANEEL para implantação
de reforços e/ou melhorias, nos termos da regulamentação vigente; e
d) Outras receitas: aplicável a todas as empresas.
5. As transmissoras licitadas segregam-se em três tipos, a depender da data de assinatura dos Contratos
de Concessão:

Tabela 1: Tipos de Contratos de Transmissão

Data do Contrato Até 01/01/2008
2007

de Concessão 31/12/2006 em diante
Revisão Periódica (i) Custo de

da Receita Anual Não há Custo de capital de
Permitida aplicável cláusula capital de terceiros;
à receita ofertada contratual terceiros. (ii) Custos
em leilão operacionais.
Revisão Periódica
da Receita Anual
Permitida aplicável
Sim Sim Sim
às receitas
autorizadas pela
ANEEL
Revisão Periódica
da Receita Anual
Sim Sim Sim
Permitida aplicável
a Outras Receitas
6. Para as transmissoras licitadas cujos contratos foram assinados a partir de 2007, a data de revisão e sua
periodicidade estão estabelecidos na Cláusula Sétima dos Contratos de Concessão.
7. Para transmissoras licitadas cujos contratos foram celebrados até 31/12/2006, a data-base da próxima
revisão periódica será definida em 1º de julho de 2019, com periodicidade de 5 anos.
8. A revisão periódica das Receitas Anuais Permitidas das transmissoras licitadas será compreendida pelo
cálculo do reposicionamento tarifário – RT, definido conforme fórmula a seguir:
RT = Receita Requerida – Outras Receitas (1)
Receita vigente
9. A Receita Requerida será obtida mediante a soma das parcelas de receitas reposicionadas, conforme o
caso, de modo a considerar, quando aplicável: (i) a revisão sobre o custo de capital de terceiros e custos
operacionais sobre as receitas advindas de processo licitatório; e (ii) a revisão sobre as receitas advindas
do processo de autorização de reforços/melhorias, nos termos na regulamentação vigente.
10. As Outras Receitas serão apuradas conforme item 57 desse Submódulo.
11. A Receita Vigente será obtida pela soma das parcelas de receita correspondentes ao ano anterior à
data da revisão.

3.1. CUSTO DE CAPITAL DE TERCEIROS
12. A Revisão Periódica será efetuada por meio de um modelo de simulação de receita que utilizará como
dados de entrada a Receita Anual Permitida e os parâmetros descritos no item seguinte, de acordo com
os procedimentos a seguir:
I – determinação do montante regulatório de capital de terceiros ainda a ser amortizado, no ano da
revisão;
II – atualização dos parâmetros financeiros para cálculo do custo de capital de terceiros, conforme a
equação (1) deste Procedimento;
III – cálculo da Receita Revisada, em termos reais, considerando o perfil de receita e a data de referência
de preços estabelecidos no contrato de concessão;
IV – cálculo do valor atualizado da Receita Revisada, com data de referência de preços atualizada para o
segundo mês anterior à data da revisão.
13. O modelo de simulação de receita, específico para o cálculo da Revisão Periódica, utilizará os seguintes
parâmetros regulatórios:
I – custo de capital próprio;
II – estrutura ótima de capital;
III – taxa de depreciação regulatória média das instalações de transmissão;
IV – custos de operação e manutenção, definidos em termos percentuais;
V – impostos sobre a renda, nos termos da legislação vigente;
VI – encargos setoriais, nos termos da legislação vigente;
VII – custo de capital de terceiros, calculado de acordo equação (1) deste Procedimento.
14. Os parâmetros regulatórios a que se referem os incisos de I a III do parágrafo anterior serão fixados
no contrato de concessão e permanecerão constantes durante sua vigência.
15. O algoritmo do modelo de simulação de receita será parte integrante de cada contrato de concessão.
16. O custo de capital de terceiros (rd) será atualizado de acordo com a fórmula a seguir:
rd =∝∙(TJLP + s1) + (1−∝) ∙(TRM + s2) (2)
Onde:

TJLP: Média dos últimos 60 meses da Taxa de Juros de Longo Prazo deflacionada pelo Índice Nacional de
Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, também calculado a partir da média dos últimos 60 meses até o
segundo mês anterior à data da revisão, conforme equações a seguir:
1

TJLPmédio = . ∑ n {(∏ i (1 + TJLPk) ) −1} (3)
i=1 k=i−11
n
1

IPCAmédio = . ∑ n {(∏ i (1 + IPCAk) ) −1} (4)
i=1 k=i−11
n
Sendo:
TJLPk: TJLP em base mensal para o mês k;
IPCAk: IPCA em base mensal para o mês k;
n: número de meses.
TRM: Taxa Referencial de Mercado definida no contrato de concessão;
∝: constante, de valor entre 0 e 1, fixada no contrato de concessão e mantida inalterada durante sua
vigência. Nos contratos em que não for definida a constante ∝, seu valor será igual a 0,80; e
s1 e s2: Prêmios adicionais de risco estabelecidos no contrato de concessão e mantidos constantes
durante sua vigência. Aplicar-se-á deflacionamento, pelo IPCAmédio, dos parâmetros s1 e s2 que
estiverem definidos em termos nominais no contrato.
3.2. CUSTOS OPERACIONAIS
17. A revisão da receita inicial em função de "ganhos de eficiência empresarial" deve-se dar em função
dos custos de operação e manutenção, ou simplesmente, custos operacionais, reconhecidos na RAP.
18. Os ganhos de eficiência empresarial são entendidos como ganhos de produtividade e decorrem, de
forma geral, de ganhos de eficiência técnica, ganhos de escala e ganhos de evolução tecnológica. Os
ganhos de produtividade a serem repassados aos consumidores, no momento da revisão periódica, são
os ganhos advindos de evolução tecnológica.
19. Os passos da revisão podem ser assim descritos:
I – Identifica-se a parcela da RAP correspondente aos custos operacionais regulatórios da transmissora,
de acordo com a equação abaixo e os parâmetros constantes no contrato de concessão ou da última
revisão periódica:
COM(t) = θ . I (5)
onde:
COM(t): Custo operacional regulatório na data da revisão;
θ: Percentual de custo considerado no contrato de concessão ou na última revisão periódica; e
I: Montante regulatório de capital, correspondente à RAP ofertada no leilão, calculado a partir do modelo
de simulação de receita.
II – Para o cálculo acima deverá ser utilizado o mesmo modelo computacional que definiu a RAP teto do
leilão, considerando a RAP da proposta vencedora do leilão;

III – Sobre o montante de custo operacional regulatório aplica-se o percentual de redução dos custos
operacionais decorrente de ganhos advindos de evolução tecnológica, denominado de ganhos de
produtividade anual, referente ao período de 5 (cinco) anos. O custo operacional resultante será dado
pela fórmula:
COM'(t) = COM(t) . (1 – ρ)n (6)
Onde:
COM'(t): Custo operacional regulatório resultante da revisão, após a consideração dos ganhos de
produtividade;
ρ: Percentual de ganhos de produtividade anual; e
n: Número de anos considerado (igual a 5 anos).
IV – Para a definição do percentual de ganhos de produtividade anual, a ANEEL realizará um estudo
periodicamente, que ficará vigente por um período de 5 anos. Para as empresas que tiverem sua revisão
periódica dentro desse período, adota-se o valor vigente.
20. O percentual de ganhos de produtividade anual é apresentado no Anexo I deste Submódulo e será
único para todas as empresas. Isto, porque, os impactos sobre os custos das empresas de um setor
advindos de evolução tecnológica são, em geral, únicos para todas as empresas, ou seja, será avaliada a
evolução tecnológica do setor como um todo.
21. A revisão decorrente dos custos operacionais deverá ocorrer a cada 5 (cinco) anos, conforme data
contratual, durante todo o período de concessão.
3.3. INSTALAÇÕES AUTORIZADAS
22. As parcelas da RAP aplicáveis a cada transmissora que passam por processo de revisão são as
seguintes:
I – R3 – Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão em operação comercial e que já foram
objeto de reavaliação em ciclos de revisão anteriores, classificadas como Rede Básica e Demais Instalações
de Transmissão, sob incorporação na base blindada de ativos.
II – R4 – Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão autorizadas pela ANEEL que entraram
em operação comercial no presente ciclo de revisão (entre as datas-bases das revisões anterior e a atual),
classificadas como Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão, sob incorporação na base
incremental de ativos.
23. Não cabe reposicionamento das receitas referente às parcelas da RAP cujos contratos de concessão
não prevejam sua revisão. Sob essas receitas aplicam-se as correções e atualizações contratualmente
estabelecidas.

24. A partir da publicação da Resolução Homologatória do resultado da revisão periódica de cada
transmissora ficam revogadas parcelas de RAP publicadas nas Resoluções Autorizativas para as instalações
de transmissão que tenham sido objeto da presente revisão.
3.3.1. Custo de Capital Associado às Autorizações
25. O custo de capital (WACC) deverá considerar o valor regulatório vigente, nos termos do Submódulo
9.1.
3.3.2. Definição do Valor Novo de Reposição – VNR
26. Os reforços ou melhorias de grande porte em instalações existentes, ou novas instalações desde que
formalmente indicadas pelo planejamento setorial, somente poderão ser executadas e,
consequentemente, reconhecidas na base de remuneração das transmissoras mediante ato autorizativo
da ANEEL.
27.As melhorias de pequeno porte não poderão compor a base de remuneração passível de revisão, com
exceção àquelas vinculadas à substituição ou reforma de bens existentes em INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO sujeitas ao processo de revisão periódica integral da RAP prevista nos contratos de
concessão. Para estes casos, as concessionárias de transmissão deverão indicar, juntamente com os
relatórios de avaliação, a relação de ativos que foi substituída ou reformada, vinculando-a aos novos
ativos.
28. Os reforços ou melhorias executadas sem respaldo de ato autorizativo da ANEEL não comporão a base
de remuneração das transmissoras passível de revisão, observando o seguinte:
a) Os bens devem constar de relatórios separados, com as devidas justificativas, obedecendo
rigorosamente ao formato estabelecido nos Relatórios de Avaliação e de Conciliação Físico-Contábil; e
b) Os bens devem ser registrados no ativo imobilizado e controlados separadamente pela concessionária
até que tenha situação regularizada por meio de processo autorizativo da ANEEL, desde que haja interesse
do planejamento setorial.
29.As diferenças observadas entre quantitativos de bens autorizados e efetivamente realizados em
reforços e melhorias de grande porte autorizadas pela ANEEL não ensejam o tratamento disposto no
parágrafo anterior.
30. Para a avaliação dos ativos que serão objeto de revisão, visando à definição da Base de Remuneração,
serão adotados, os seguintes procedimentos:
a) A Base de Remuneração referente aos reforços/melhorias aprovada na revisão periódica anterior deve
ser "blindada". Entende-se como Base Blindada os valores aprovados a partir do Banco de Preços
Referenciais da ANEEL, associados aos ativos em operação, excluindo-se as movimentações ocorridas
(baixas). As disposições referentes à Base Blindada aplicam-se às parcelas R3;

b) As inclusões entre as datas-bases das revisões anterior e atual, desde que em operação até 150 dias
antes da data-base da revisão periódica da concessionária, e autorizadas por Resolução específica da
ANEEL, compõem a Base Incremental e são avaliadas utilizando-se a metodologia definida neste
Submódulo. As disposições referentes à Base Incremental aplicam-se às parcelas R4;
c) Os valores finais da avaliação são obtidos a partir da soma dos valores atualizados da base de
remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-bases das revisões
anterior e atual - Base Incremental (item b);
d) Considera-se como data-base do relatório de avaliação o último dia do sexto mês anterior ao mês da
revisão atual.
e) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do índice contratual, entre a data-base do
relatório de avaliação e a data da revisão periódica atual.
31. Os ativos de transmissão de energia elétrica são classificados em elegíveis e não elegíveis, sendo que
todos devem ser avaliados, observando o seguinte:
a) Os ativos vinculados à concessão são elegíveis quando efetivamente utilizados no serviço público de
transmissão de energia elétrica.
b) Os ativos vinculados à concessão são não elegíveis quando não utilizados na atividade concedida ou
utilizados em atividades não vinculadas ao serviço público de transmissão de energia elétrica, tais como
bens cedidos/ocupados por grêmios, clubes, fundações, entre outros; bens desocupados/desativados; e
bens cedidos a terceiros. Esses ativos também não são considerados na BAR.
32. Para aplicação dos critérios de elegibilidade, para fins de inclusão na base de remuneração, faz-se
necessária uma análise qualificada do uso, função e/ou atribuição do ativo, na prestação do serviço
público de transmissão de energia elétrica.
33. A relação dos ativos inventariados classificados como não elegíveis deve ser apresentada à ANEEL
contendo as devidas justificativas. Esses bens e/ou instalações devem ser avaliados e um relatório deve
ser apresentado em separado.
34. Para avaliação da Base Incremental das transmissoras licitadas, utiliza-se o Método do Valor Novo de
Reposição (VNR), que estabelece que cada ativo é valorado, a preços atuais, considerando todos os gastos
necessários para sua substituição por idêntico, similar ou equivalente que efetue os mesmos serviços e
tenha a mesma capacidade do ativo existente.
35. Para a valoração dos ativos, a aplicação do Método do Valor Novo de Reposição utilizará,
necessariamente nesta ordem:
a) Banco de Preços de Referência ANEEL;
b) Valor contábil fiscalizado e atualizado pelo índice contratualmente estabelecido.

36. O Banco de Preços Referenciais representa os custos médios regulatórios, por unidade modular,
conforme regulamento da ANEEL, e será aplicado às unidades modulares de subestação ou linhas de
transmissão autorizadas, desde que em operação comercial entre as datas-bases das revisões anterior e
atual e sua avaliação deverá ser apresentada pela concessionária no formato definido no presente
Submódulo.
37. Não se aplica o Banco de Preços Referenciais da ANEEL, quando:
a) O item a ser valorado não estiver representado no Banco de Preços Referenciais da ANEEL;
b) Não houver preços referenciais para itens correspondentes, semelhantes ou análogos ao item a ser
valorado no Banco de Preços Referenciais da ANEEL.
38.Os quantitativos admitidos para os reforços/melhorias autorizados deverão ser respeitados quando da
revisão periódica, independente do quantitativo efetivamente utilizado para implantação da obra.
39. O relatório de avaliação da Base Incremental é apresentado no Anexo II e deverá ser protocolado na
ANEEL em até 120 dias antes da data da revisão periódica da concessionária.
40. Os valores resultantes do processo de avaliação da Base Incremental poderão sofrer ajustes pela
fiscalização da ANEEL.
41. Para os casos excepcionais de valoração da Base Incremental pelo valor contábil fiscalizado e
atualizado, será aplicado um percentual nos grupos de ativos Terrenos, Edificações e Obras Civis e
Benfeitorias que demonstre o aproveitamento do ativo no serviço público de transmissão de energia
elétrica, definindo-se assim o índice de aproveitamento para esses Ativos.
42. O Índice de Aproveitamento de terrenos e edificações é aplicado sobre o Valor Novo de Reposição –
VNR, definindo-se o Índice de Aproveitamento Integral – IAI. Sobre o Valor de Mercado em Uso – VMU
será definido o Índice de Aproveitamento Depreciado – IAD.
43. Para aplicação do Índice de Aproveitamento, faz-se necessária uma análise qualificada do uso, função
e/ou atribuição do ativo, na prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica.
3.3.3. Juros Sobre Obras em Andamento – JOA
44. O JOA é definido regulatoriamente e calculado considerando-se o WACC real após impostos,
aplicando-se a fórmula a seguir.
( )
N
 ( ) N + 1 − i

JOA = 1 + r 12 − 1 * di
i = 1 (7)
Onde:
JOA: juros sobre obras em andamento em percentual (%);
N: número de meses, de acordo com o tipo de obra;

r: custo médio ponderado de capital anual (WACC); e
di: desembolso mensal em percentual (%) distribuído de acordo com o fluxo financeiro.
45. O percentual obtido para o JOA será acrescido ao Valor Novo de Reposição do ativo.
46. O prazo de construção regulatório (em meses) foi obtido dos cronogramas para construção das
instalações de transmissão de energia elétrica autorizadas pela ANEEL entre 2008 e 2017 e totalizou 22
meses para obras em subestação e 24 meses em linhas de transmissão.
47. Considerou-se um fluxo financeiro de 40% desembolso distribuído linearmente ao longo dos primeiros
2/3 dos prazos médios de construção e 60% ao longo do último 1/3 dos prazos médios de construção.
48. O custo de capital (WACC) deverá considerar o valor regulatório vigente, nos termos do Submódulo
9.1.
3.3.4. Relatório de Conciliação Físico-Contábil
49. A conciliação dos ativos deve ser realizada por empresa credenciada pela ANEEL, contratada pela
concessionária, a qual produzirá um relatório técnico que estará sujeito à validação mediante fiscalização
da Agência. A concessionária responde solidariamente, na esfera administrativa ou judicial, por qualquer
erro ou dano decorrente das informações fornecidas, inclusive aquelas necessárias à correta aplicação do
Bancos de Preços.
50. O relatório de conciliação físico-contábil está apresentado no Anexo III.
51. As avaliações dos ativos também serão realizadas considerando os resultados da fiscalização, com o
objetivo de verificar as características e as condições operacionais dos ativos.
52. A conciliação físico-contábil deve ser procedida em conjunto pela empresa avaliadora e a
concessionária, a partir dos dados cadastrados no sistema georreferenciado e os respectivos registros
contábeis, observando a existência de bens que se encontram em fase de unitização e cadastramento,
tendo em vista o prazo de 60 dias estabelecido no MCSE para transferência do Ativo Imobilizado em Curso
– AIC para o Ativo Imobilizado em Serviço.
53. Os registros contábeis utilizados para a conciliação físico-contábil devem, necessariamente, estar na
mesma data-base dos trabalhos de avaliação.
54. Os relatórios de conciliação físico-contábil deverão ser protocolados na ANEEL, em até 120 dias antes
da data da revisão periódica da concessionária.
3.3.5. Custo Anual dos Ativos
55. A remuneração do capital é composta pelo retorno do capital (depreciação) e o retorno sobre o capital
(rentabilidade). Para a receita associada às instalações autorizadas, a remuneração do capital será dada
por meio de uma anuidade atribuída à unidade modular durante toda sua vida útil.

56. Para tanto, calcula-se o Custo Anual dos Ativos (CAA) mediante a anuidade, que levará em
consideração o total de capital, a taxa de retorno e a taxa média de depreciação regulatória, através da
seguinte expressão:
(8)
Onde:
CAA: Custo Anual dos Ativos das novas instalações autorizadas;
BRLi: Base de Remuneração Líquida do módulo construtivo i, que considera amortização no período entre
as datas-bases das revisões ou, no caso de primeira revisão, entre operação comercial e a data-base da
revisão;
NMC: Número de módulos construtivos;
rwacc: taxa de retorno real depois dos impostos sobre a renda;
VUr: vida útil remanescente, calculada a partir da taxa média de depreciação regulatória do módulo
construtivo, considerando a data-base da revisão tarifária;
T: alíquota tributária marginal efetiva;
BRBi: Base de Remuneração Regulatória do módulo construtivo i; e
VU: vida útil regulatória do módulo construtivo.
57.Para o cálculo da taxa média de depreciação regulatória das unidades modulares, utiliza-se a taxa anual
média de depreciação ponderada pelo custo relativo (TMD) e os valores individuais das taxas de
depreciação dos componentes da unidade modular, obedecendo-se as taxas anuais de depreciação dos
principais equipamentos de transmissão de energia elétrica, conforme estabelecido no Manual de
Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCPSE). Portanto, calcula-se a TMD através da fórmula abaixo:
𝑛
∑ 𝑇𝐷𝑖∙𝐶𝑖
𝑇𝑀𝐷= 𝑖=1 (9)
∑ 𝑛 𝐶𝑖
𝑖=1
onde:
TMD: taxa anual média de depreciação da instalação de transmissão de energia elétrica, correspondente
ao módulo construtivo, ponderada por capital;
TDi: taxa anual de depreciação do componente "i" do módulo construtivo;
Ci: custo do componente "i" do módulo construtivo; e
n: número de componentes do módulo construtivo.
58.Para revisão tarifária de unidades modulares associadas à ICG, deverá ser mantida a metodologia de
fluxo de caixa descontado adotada no processo de autorização dos reforços/melhorias, de modo que
investimento regulatório seja recuperado num prazo de concessão reduzido.
3.3.6.Custos Operacionais Eficientes
59.Os critérios a serem adotados para avaliação e consideração dos custos operacionais eficientes
associados às instalações autorizadas serão aqueles aprovados nos termos do Submódulo 9.1 do PRORET.

4.OUTRAS RECEITAS
60.A receita auferida com outras atividades deverá ter parte destinada a contribuir para a modicidade das
tarifas do serviço público de transmissão, a qual será considerada nos reajustes e revisões.
61.Para efeito de modicidade tarifária, deverão ser deduzidas da receita associada aos contratos de
concessão licitados as receitas obtidas pela exploração de outras atividades (Outras Receitas – OR).
62.Os critérios a serem adotados para avaliação e consideração das receitas decorrentes de outras
atividades serão aqueles aprovados nos termos do Submódulo 9.1 do PRORET.
5. RECEITAS POR ANÁLISE DE PROJETO E COMISSIONAMENTO DE OBRAS DE ACESSANTE
63. As receitas advindas da verificação de conformidade das especificações e dos projetos das instalações
implantadas por acessante, bem como as advindas da participação do comissionamento destas
instalações, serão destinadas integralmente para a concessionária de transmissão a título de
ressarcimento pela realização destes serviços, desde que constem no respectivo Contrato de Conexão às
Instalações de Transmissão – CCT ou Contrato de Compartilhamento de Instalações de Transmissão – CCI,
conforme os valores máximos previstos na regulamentação vigente.

Anexo I: Ganhos de Produtividade Anual dos Custos Operacionais
Período de Aplicação Ganho Anual (%)
Jul/2015 – Jun/2020 0,0%

Anexo II: Relatório de Avaliação - Base Incremental (parcela de receita R4)
CAMPOS DESCRIÇÃO
6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do
que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de
zeros à esquerda para completar 6 (seis)
dígitos
1 Código Módulo SIGET
Informar o código 999999 para as unidades
modulares em operação no ciclo atual que
não tenham sido objeto de avaliação da
ANEEL
6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do
que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de
zeros à esquerda para completar 6 (seis)
dígitos
2 Código Receita SIGET
Informar o código 999999 para as unidades
modulares em operação no ciclo atual que
não tenham sido objeto de avaliação da
ANEEL
Nome da subestação ou linha de
3 Conforme identificação do Módulo SIGET
transmissão
4 Descrição do Módulo De acordo com SIGET
5 Classificação RB, RBF, DIT, IEG, ICG
6 Grupo Equipamento De acordo com SIGET
7 Tipo de uso Apenas para DITs: compartilhado ou exclusivo
xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + "/"
8 Contrato da Concessionária
+ 4 dígitos para identificar o ano)
9 Tipo Receita RBSE, RPC, RBNI, RCDM, RMEL, RMELP
10 Ato da RAP Resolução Autorizativa ou Homologatória
11 Operação Comercial dd/mm/aa
Linha de Transmissão; Subestação – Módulo
de Manobra, Subestação – Módulo de
12 Tipo de Módulo
Infraestrutura, Subestação – Módulo de
Equipamento
13 Tipo de Usuário G, D ou C
14 Tensão do Módulo kV
15 Tensão Secundária kV, se houver
16 Arranjo da SE BS, BPT, BD4, BD, AN, DJM
17 Potência MVA ou MVA, se houver
18 Tipo de Circuito Apenas para LTs: CS, CD, D1, D2
19 Tipo de Cabo Apenas para LTs
20 Extensão da linha Apenas para LTs: km
21 Valor do Banco de Preços ANEEL R$
Informar qualquer excepcionalidade, caso
22 Outras observações
haja, por módulo

Anexo III: Relatório de Conciliação Físico-Contábil
Formulário aplicável às Bases Blindada e Incremental (parcelas de receita R3 e R4)
CAMPOS DESCRIÇÃO
Conforme Elenco de Contas, seguindo
1 Conta Contábil
MCSE
2 Número Patrimônio Código atribuído pela concessionária
3 Digito Incorporação Código atribuído pela concessionária
4 ODI (Ordem de Imobilização) Código atribuído pela concessionária
5 TI (Tipo de Instalação) Seguir MCPSE
6 CM (Centro Modular) Seguir MCPSE
7 TUC (Tipo de Unidade de Cadastro) Seguir MCPSE
8 Denominação do TUC Seguir MCPSE
9 A1 Seguir MCPSE
10 A2 Seguir MCPSE
Seguir MCPSE
11 A3
12 A4 Seguir MCPSE
13 A5 Seguir MCPSE
Contábeis
14 A6 Seguir MCPSE
Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa,
xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato +
15 Resolução Homologatória, Contrato de
"/" + 4 dígitos para identificar o ano)
Informações Concessão)
6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos
do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade
de zeros à esquerda para completar 6 (seis)
dígitos
16 Código Módulo SIGET
Informar o código 999999 para as unidades
modulares em operação no ciclo atual que
não tenham sido objeto de avaliação da
ANEEL
17 IdUC Código atribuído pela concessionária
18 UAR Código atribuído pela concessionária
Taxa vigente (%) (Resolução Normativa
19 Taxa Anual de Depreciação (%) 674, de 11/8/2015, ou o que vier a sucedêla)
Conforme Sistema da Empresa, capaz de
20 Descrição Contábil do Bem
identificar o bem
21 Quantidade Informar quantidade avaliada
22 Unidade de Medida Considerar as unidades previstas no MCPSE
Datas de energização/Capitalização
23 (dd/mm/aa)
(transferência do AIC para o AIS).

CAMPOS DESCRIÇÃO
24 Valor Original Contábil (R$) Valor efetivamente contabilizado
25 Depreciação Acumulada (R$) R$
26 % Depreciação Acumulada %
27 Valor Residual Contábil (R$) R$
Baixas
28 ODD (Ordem de desativação) Código atribuído pela concessionária
29 Data da baixa (dd/mm/aa)
Conforma Sistema da Empresa, capaz de
Física 30 Descrição Técnica do Bem
identificar o bem
31 Classe de Tensão kV
Base
32 Reserva Técnica S/N
da
Nome da subestação ou linha de
Informações 33 Conforme identificação do Módulo SIGET
transmissão
Nível de tensão da subestação ou linha
34 kV
de transmissão
35 ODI Engenharia Conforma Sistema da Empresa
Complementares
Informações
36 Código do Material Conforma Sistema da Empresa
Conforma Sistema da Empresa, capaz de
37 Descrição do Código do Material
identificar o material
38 Doação S/N
39 Incorporação de Rede S/N
Auxiliares
40 PLPT S/N
41 Status Processo de Regularização S/N
42 Identificador de Linha no Quadro 5
Informações
43 Identificador de Linha no Quadro 7
44 Status de Elegibilidade S/N
Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra
45 Status de Conciliação
Contábil (SC)
46 Controle de Abertura Contábil
47 Controle Numeração Física