31ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria,  
Brasília, 24/08/2021 
VOTO 
PROCESSO: 48500.000125/2019-43. 
INTERESSADOS: Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte 
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa. 
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES, PERMISSÕES E AUTORIZAÇÕES DE TRANSMISSÃO 
E DISTRIBUIÇÃO – SCT. 
ASSUNTO: Autorização e estabelecimento da parcela da Receita Anual Permitida (“RAP”) referentes à 
reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade das Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. 
(“Eletronorte”). 
I – RELATÓRIO 
1. 
Em 26 de dezembro de 2019, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (“ONS”) protocolou 
nesta Agência cópia da carta nº 0022/DPL/PL/20191 dirigida às Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. 
(“Eletronorte”), recomendando a manutenção da adequação da subestação (“SE”) Petrovina 138/34,5 kV 
aos Procedimentos de Rede, de forma a eliminar a interrupção no suprimento às cargas atendidas por 
essa subestação no caso de contingência da LT 138 kV Rondonópolis - Couto Magalhães. 
2. 
Em 06 de maio de 2020, a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de 
Transmissão e Distribuição (“SCT”) enviou o Ofício n° 266/2020-SCT/ANEEL para a Energisa Mato Grosso 
Distribuidora de Energia S.A. (“Energisa-MT”), solicitando posicionamento sobre o reforço bem como a 
viabilidade técnica recomendadas no Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica (“POTEE”) 
2018. 
3. 
Em 03 de julho de 2020, mediante o Ofício ENERGISAME/VPR-ANEEL/N°032/20202, a 
Energisa-MT respondeu ao Ofício n° 266/2020-SCT/ANEEL informando, dentre outros pontos, que, 
juntamente com “Eletrobras/Eletronorte e ONS, na data de 18/02/2020, foram informados os motivos 
supracitados, sugerindo uma reavaliação do escopo proposto, a fim de que tais intervenções nas 
 
1 SIC n° 48513.036538/2019-00. 
2 SIC n° 48513.018015/2020-00.

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instalações existentes sejam as menores possíveis, visando principalmente a minimização de impactos aos 
clientes envolvidos”. 
4. 
Em 1º de março de 2021, foi realizada reunião3 entre a equipe da SCT com a Eletronorte e 
a Energisa-MT sobre o reforço em pauta. Na oportunidade, ambas as concessionárias manifestaram que 
as divergências anteriores quanto ao escopo de cada uma estavam sanadas, e que a Eletronorte 
aguardava nova solicitação da ANEEL para encaminhar as informações para a autorização. 
5. 
Em 2 de março de 2021, a SCT encaminhou o Ofício nº 087/2021-SCT/ANEEL4 requerendo 
que a Energisa-MT repassasse à Eletronorte as informações necessárias para os projetos e dando prazo 
de 60 dias para a Eletronorte encaminhar as informações para a autorização do presente reforço. 
6. 
Em 3 de maio de 2021, a Eletronorte enviou a carta nº CE-RRG-0023/20215 em resposta ao 
supracitado Ofício, com as informações requeridas. 
7. 
Em 12 de agosto de 2021, a SCT emitiu a Nota Técnica nº 551/2021-SCT/ANEEL, 
recomendando a autorização e estabelecimento da parcela adicional de RAP para a Eletronorte, em 
função do reforço na SE Petrovina. 
8. 
Em 16 de agosto de 2021, o Processo foi a mim distribuído. 
9. 
É o Relatório. 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
10. 
O processo versa sobre a análise de autorização e estabelecimento de parcela de RAP 
referente à implantação de reforço em instalação de transmissão sob responsabilidade das Centrais 
Elétricas do Norte do Brasil S.A. (“Eletronorte”), detalhado na tabela 1.  
 
3 Conforme registro de reunião cadastrado sob SIC n° 48526.000963/2021-00, presente nos autos. 
4 SIC nº 48526.000941/2021-00 
5 SIC n° 48513.011807/2021-00.

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Tabela 1: Dados do empreendimento em análise 
Empreendimento 
Plano 
Data de 
Necessidade 
Entrada em 
operação 
(1) 
Ofício ANEEL 
Carta 
Empresa 
SE 138/34,5 kV Petrovina 
Adequação da SE aos Procedimentos 
de Rede: Seccionamento da LT 138 
kV Rondonópolis – Couto Magalhães 
(DIT) na SE Petrovina. 
Plano de 
Outorgas de 
Transmissão de 
Energia Elétrica, 
2018 
Imediata 
Até 30 
meses 
009/2019-
SCT/ANEEL, 
de 
10.01.2019 
CE-RRG-
023/2021, 
de 
03.05.2021 
(1) Prazo para entrada em operação comercial, a contar da publicação da respectiva Resolução Autorizativa 
11. 
Encaminho Decisão no sentido de APROVAR a emissão de Resolução Autorizativa, na forma 
da minuta anexa, que autoriza a implantação do referido reforço, bem como estabelece a parcela de RAP, 
e dá outras providências; é o que se passa a demonstrar. 
12. 
Inicialmente, ressalta-se que o escopo de responsabilidade da Eletronorte abrange apenas 
os trechos de Linha de Transmissão (“LT”) 138 kV necessários ao seccionamento da LT 138 kV 
Rondonópolis – Couto Magalhães e as novas entradas de linha na SE Petrovina, sendo de responsabilidade 
da Energisa-MT a adequação do barramento 138 kV conforme disposto no POTEE 2018. 
13. 
Importante destacar que embora a prioridade classificada pelo ONS seja inferior à de outras 
obras, o ONS solicitou urgência no tratamento do assunto para preservação do atendimento local à 
Energisa-MT, tendo em vista que a SE Petrovina é suprida apenas por uma derivação da LT 138 kV 
Rondonópolis – Couto Magalhães, caracterizando uma condição precária. 
14. 
Isto posto, a Eletronorte trouxe a necessidade de implantação de um Módulo de 
Infraestrutura Geral de Acessante (“MIG-A”) e da ampliação do setor de 34,5 kV para suprimento do 
serviço auxiliar que ela utilizará na SE Petrovina. Considerando que a Subestação é da Energisa-MT, que a 
Eletronorte apenas deterá as Entradas de Linha (“ELs”) 138 kV e que os serviços auxiliares entre 
distribuidora e transmissora devem ser segregados, ambos os pleitos foram inclusos na presente 
autorização. A ampliação do setor de 34,5 kV foi considerada no valor e com a taxa de depreciação 
informados pela Concessionária, apenas com o montante atualizado pelo IPCA para junho de 2021. 
15. 
A Eletronorte também apresentou que serão necessárias adequações nos Sistemas de 
Proteção e Controle (“SPCS”) e de telecomunicações nas SEs Couto Magalhães e Rondonópolis. Estas 
adequações foram consideradas conforme o valor e a taxa de depreciação informados pela 
Concessionária, apenas com o montante atualizado pelo IPCA para junho de 2021.
Empreendimento  Plano  Data de
Necessidade    Entrada em    Ofício ANEEL  Carta
Empresa
        operação      
        (1)      
SE 138/34,5 kV Petrovina
Adequação da SE aos Procedimentos
de Rede: Seccionamento da LT 138
kV Rondonópolis – Couto Magalhães
(DIT) na SE Petrovina.  Plano de
Outorgas de
Transmissão de
Energia Elétrica,
2018  Imediata  Até 30
meses      009/2019-
SCT/ANEEL,
de
10.01.2019  CE-RRG-
023/2021,
de
03.05.2021
Data de
Necessidade
Carta
Empresa

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16. 
Destaca-se que para as considerações apresentadas nos parágrafos anteriores, parte-se do 
pressuposto de que o Banco de Preços de Referência da ANEEL (“BPR”) idealizou a expansão das 
instalações de transmissão de forma modular.6 Assim, o preço do serviço de transmissão é formado pelas 
unidades modulares do BPR, sendo o módulo a unidade mínima de preço a ser utilizada nas estimativas 
de expansões. A aplicação do BPR para reforços que não completam uma unidade modular aproxima o 
Valor Novo de Reposição (“VNR”) do custo incorrido pela transmissora na medida em que são 
considerados os quantitativos informados pela transmissora.  
17. 
Desta forma, optou-se, em consonância com o Submódulo 9.7 dos Procedimentos de Rede, 
por utilizar os valores declarados pela transmissora, que serão aplicados de forma provisória, podendo a 
parcela adicional de RAP sofrer alteração em virtude de fiscalização a ser realizada sobre os custos 
praticados pela transmissora para a implementação das obras. O Anexo da Resolução discriminará para 
cada item a precificação do tipo de investimento adotado se pelo BPR ou orçamento da concessionária. 
E, no presente caso, em razão da Concessionária basear os valores por ela informados no Banco de Preços 
disponibilizado aos Agentes, adicionalmente se considerou também os valores das taxas de depreciação 
informadas. 
18. 
Com relação ao prazo para execução do referido reforço, a Eletronorte solicitou 30 meses 
após a Energisa-MT concluir as obras de sua responsabilidade. O prazo informado é inferior ao tempo 
médio para autorizações de obras desse porte, conforme a Nota Técnica nº 0835/2018-SCT/ANEEL. 
Considerando que a previsão de término das obras da Distribuidora é outubro de 2022 e que no 
cronograma informado pela Transmissora os 11 primeiros meses tratarão dos projetos e licenciamento e 
que as atividades de execução em si se iniciarão a partir do 13° mês da autorização, entende-se que não 
há prejuízo da autorização passar a viger plenamente desde sua publicação. Assim, será concedido os 30 
meses solicitados, mas vigentes desde a publicação da resolução. 
19. 
Ademais, os procedimentos e metodologias adotados na instrução deste processo 
atendem ao que dispõe o Módulo 9, integrante dos Procedimentos de Regulação Tarifária (“PRORET”), de 
que trata a REN nº 435, de 2011. 
 
6 Vide Nota Técnica nº 099/2008–SRT/ANEEL, de 26 de dezembro de 2008 e Resolução Homologatória nº 758, de 6 de janeiro 
de 2009.

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20. 
 
Conforme estabelece o Submódulo 9.7, aprovado pela REN nº 880, de 2020, a receita 
estabelecida nas Resoluções é devida à transmissora a partir da data da entrada em operação comercial 
do empreendimento. Nos períodos entre revisões as receitas associadas às melhorias e aos reforços têm 
caráter provisório, sendo redefinidas no processo de revisão subsequente à entrada em operação 
comercial do empreendimento, com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercial do 
reforço ou melhoria. A eventual diferença decorrente da revisão do valor será considerada na RAP da 
transmissora em parcelas iguais até a revisão periódica da RAP subsequente. 
21. 
De acordo com o Submódulo 9.1, aprovado pela Resolução Normativa n° 816, de 2018, o 
Custo Anual dos Ativos (CAA) das concessionárias com revisão periódica de toda a base de ativos, 
contemplando as parcelas RBSE, RPC, RBNI e RCDM, dar-se-á pela soma das parcelas referentes à 
remuneração do capital, à depreciação e ao custo anual das instalações móveis e imóveis, anualizada para 
os períodos entre revisões. Assim, no cálculo do adicional de RAP foi adotado o perfil decrescente, 
apresentado no item 10.2 do Submódulo 9.7. 
22. 
Os encargos setoriais e tributos considerados no cálculo do adicional de RAP (RGR, TFSEE e 
P&D) obedecem ao disposto item 11.2 do Submódulo 9.7. Além dos encargos setoriais, a depender do 
contrato de concessão, poderão compor o adicional de RAP os valores relativos às contribuições 
PIS/PASEP e COFINS, estabelecidos na Lei n.º 10.637, de 2002, e na Lei n.º 10.833, de 2003, com o 
correspondente tratamento tarifário na Lei n.º 8.987, de 1995. 
23. 
Em atendimento ao disposto no art. 1º da Portaria nº 318, de 2018, o adicional de RAP é 
estabelecido considerando-se o impacto do Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da 
Infraestrutura (“REIDI”), instituído pela Lei nº 11.488, de 2007. 
24. 
Conforme estabelecido no Contrato de Concessão ANEEL n° 058/2001, a RAP a ser paga à 
Transmissora não considera o montante necessário à cobertura das despesas com PIS/PASEP e COFINS, 
valor este incluído pelo ONS nos Avisos de Crédito (“AVC”) e Avisos de Débito (“AVD”). Dessa forma, o 
adicional de RAP para a implantação do reforço foi calculado sem a aplicação da alíquota referente a esses 
tributos. 
25. 
Nesse sentido, reproduzo a tabela 2 da NT nº 551/2021-SCT/ANEEL com os valores de 
investimentos utilizados pela ANEEL, o percentual de O&M adotado, a respectiva parcela adicional de

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RAP, considerando-se o perfil decrescente para recebimento da receita, e o enquadramento do 
empreendimento conforme a seção 3.1 do Módulo 3 das Regras de Transmissão, aprovadas pela REN nº 
905, de 2020. 
Tabela 2: Investimento (R$), O&M (%) e RAP (R$) 
Empreendimento 
Investimento  O&M  
RAP 
REN 
905/20 
SE 138/34,5 kV Petrovina  
Adequação da SE aos Procedimentos de Rede: Seccionamento da LT 138 kV 
Rondonópolis – Couto Magalhães (DIT) na SE Petrovina. 
21.460.470,60 
2,0 
3.396.728,62  
4.1. 
Total 
21.460.470,60 
- 
3.396.728,62 
--- 
Referência de preço: junho de 2021. 
 
26. 
Por fim, dada a necessidade de instalação dos equipamentos citados no POTEE 2018, 
entendo que a recomendação constante da Nota Técnica nº 551/2021-SCT/ANEEL, merece ser acolhida, 
haja vista que restou comprovado que os dispositivos legais e regulamentares foram observados no 
cálculo da RAP. 
III – DIREITO  
27. 
A decisão tem amparo nos seguintes dispositivos legais e regulamentares: 
(a) Art. 3º-A, § 3º, da Lei nº 9.427, de 1996; (b) art. 17 da Lei nº 9.074, de 1995; (c) art. 12 
do Decreto nº 1.717, de 1995; (d) art. 8º da Lei nº 9.648, de 1998; (e) art. 6º, § 1º, e art. 7º, 
inciso II do Decreto nº 2.655, de 1998; (f) Resoluções Normativas - RENs nº 67 e  nº 68, 
ambas de 8 de 2004; (g) art. 21 da Lei nº 12.783, de 2013; (h) REN nº 880, de 2020; e  (i) 
REN nº 905, de 2020. 
IV – DISPOSITIVO 
28. 
Diante do exposto e do que consta dos Processos nº 48500.000125/2019-43, voto por 
APROVAR a emissão de Resolução Autorizativa, na forma da minuta anexa, que autoriza a implantação 
de reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade das Centrais Elétricas do Norte do Brasil 
S.A. (“Eletronorte”); e estabelece a parcela adicional de Receita Anual Permitida (“RAP”).
Empreendimento      Investimento      O&M      RAP        REN  
                          905/20  
SE 138/34,5 kV Petrovina
Adequação da SE aos Procedimentos de Rede: Seccionamento da LT 138 kV
Rondonópolis – Couto Magalhães (DIT) na SE Petrovina.      21.460.470,60      2,0      3.396.728,62      4.1.    
  Total      21.460.470,60      -      3.396.728,62      ---  

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Brasília, 24 de agosto de 2021. 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
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Diretor