VOTO 
PROCESSO: 48500.000400/2022-24. 
INTERESSADO: Transnorte Energia S.A.;  
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz. 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e 
Distribuição. 
ASSUNTO: Análise do pedido de reequilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão nº 
003/2012, em atendimento ao item 2.1.3 do Termo de Compromisso Arbitral firmado entre a 
ANEEL e a Transnorte Energia S.A. 
 
I. 
RELATÓRIO 
1. 
O processo de reequilíbrio econômico econômico-financeiro do Contrato de 
Concessão nº 003/2012 foi densamente instruído e relatado, conforme consta na documentação 
dos autos1. Por esse motivo, dispenso o resgate de repetido relatório para consignar, a seguir, os 
fatos advindos após a data de 10 de setembro de 2019, em que a Diretoria Colegiada decidiu por 
deliberar, em favor da Transnorte Energia S.A., a possibilidade de reequilíbrio e econômico-
financeiro do Contrato de Concessão nº 003/2012 
2. 
A Diretoria Colegiada da Agência analisou o reequilíbrio econômico-financeiro do 
Contrato de Concessão n° 003/2012 na 33ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, do dia 10 de 
setembro de 2019, e decidiu, pelo Despacho nº 2.502, 10 de setembro de 2019: 
i.autorizar a celebração de termo aditivo ao Contrato de Concessão nº 003/2012, 
 
1 Processo nº 48500.003645/2019-00

FL. 2 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
que deverá constar o reequilíbrio econômico-financeiro e o valor associado ao 
Compensador Estático de Reativos - CER da SE Boa Vista, parte integrante do 
escopo do Edital, totalizando RAP de R$ 275.560.772,09 (duzentos e setenta e 
cinco milhões, quinhentos e sessenta mil, setecentos e setenta e dois reais e 
nove centavos), atualizado até 31 de outubro de 2019;  
ii.recompor o prazo de implantação do objeto para 36 meses, a ser contado a partir 
da assinatura de Termo de Aditivo Contratual; 
iii.convocar a contratada para, até 31 de outubro de 2019, assinar o aditivo. 
3. 
Em 26 de setembro de 2019, a TNE protocolou Pedido de Reconsideração2 em face 
do Despacho ANEEL nº 2.502/2019 requerendo que seja definida RAP de equilíbrio considerando 
a necessidade de repasse tarifário para os custos extraordinários devidamente comprovados e 
suspensão do prazo para assinatura do Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 003/2012. 
4. 
Em 23 de outubro de 2019, a TNE apresentou requerimento3 de concessão de 
efeito suspensivo ao Pedido de Reconsideração do Despacho ANEEL nº 2.502/2019. 
5. 
Por meio do Despacho nº 2.951, de 29 de outubro de 2019, o Diretor Geral da 
ANEEL decidiu conhecer do pedido de efeito suspensivo apresentado pela TNE no Pedido de 
Reconsideração interposto contra o Despacho nº 2.502, de 16 de setembro de 2019, e dar-lhe 
parcial provimento, suspendendo o prazo de 31 de outubro de 2019 para assinatura do Termo 
Aditivo, até o julgamento final do Pedido de Reconsideração. 
6. 
Em 15 de outubro de 2020, por meio do Ofício nº 270/2020-DIR/ANEEL4, o Diretor 
Relator sorteado para tratar do Pedido de Reconsideração protocolado, Diretor Sandoval de 
Araújo Feitosa Neto, solicitou manifestação da TNE “apresentando informações atualizadas 
 
2 SIC nº 48513.028014/2019-00 
3 SIC nº 48513.030587/2019-00 
4 SIC nº 48510.000661/2020-00

FL. 3 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
sobre as tratativas envidadas pela Transmissora perante o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente 
e dos Recursos Naturais Renováveis (“IBAMA”) e a Fundação Nacional do Índio (“FUNAI”), 
especialmente destinadas à obtenção de Licença de Instalação (“LI”) e, por conseguinte, 
viabilizando-se a implementação do objeto licitado”. 
7. 
Em 29 de outubro de 2020, por meio da Carta CE_TNE _011/20205, apresentou as 
informações solicitadas no Ofício nº 270/2020-DIR/ANEEL. 
8. 
Em 25 de março de 2021, por meio da Carta CE TNE 015/20216, a TNE apresentou, 
à ANEEL, solução alternativa de controvérsia, com submissão a arbitragem, que, conforme Ofício 
nº 106/2021/SE-MME7, representava o consenso das demais instituições envolvidas e a TNE.  
9. 
O Pedido de Reconsideração, com pedido de medida cautelar, interposto pela TNE 
em face do Despacho nº 2.502/2019 foi deliberado pela Diretoria Colegiada na 14ª Reunião 
Pública Ordinária, do dia 27 de abril de 2021, ficando decido, nos termos do Despacho nº 1.177, 
de 27 de abril de 2021: 
i. conhecer e, no mérito, negar provimento ao Pedido de Reconsideração 
interposto pela TNE, mantendo-se, em parte, o teor do Despacho ANEEL nº 
2.502, de 2019, especialmente para os fins de autorizar a celebração de Termo 
Aditivo ao Contrato de Concessão nº 003/2012-ANEEL, que deverá constar o 
reequilíbrio econômico-financeiro e o valor associado ao Compensador Estático 
de Reativos - CER da Subestação - SE Boa Vista, parte integrante do escopo do 
Edital, totalizando RAP no valor de R$ 329.061.673,66 (trezentos e vinte e nove 
milhões, sessenta e um mil, seiscentos e setenta e três reais e sessenta e seis 
centavos), atualizado até 30 de junho de 2021;  
ii.recompor o prazo de implantação do objeto para 36 (trina e seis) meses, a ser 
 
5 SIC nº 48513.028750/2020-00 
6 SIC nº 48513.008132/2021-00 
7 SIC nº 48513.008132/2021-00-6 (ANEXO: 006)

FL. 4 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
contado a partir da assinatura de Termo Aditivo Contratual; e  
iii.convocar a TNE para, até 30 de junho de 2021, assinar o respectivo aditivo 
contratual. 
10. 
Por meio do Ofício nº 124/2021 – DIR/ANEEL8, de 21 de maio de 2021, a Diretora 
Relatora sorteada para tratar da proposta alternativa de solução de controvérsia apresentada 
pela TNE, Diretora Elisa Bastos da Silva, solicitou a manifestação da SE/MME tanto em relação 
aos aspectos que transcendem as análises técnicas da matéria, quanto à vantajosidade técnica e 
jurídica de se manter o vínculo contratual com a TNE, com remissão da discussão do reequilíbrio 
à arbitragem, em detrimento das demais alternativas, como seria o caso, por exemplo, da 
relicitação do empreendimento. 
11. 
Em 1° de julho de 2021, por meio do Ofício nº 260/2021/SE-MME9, a SE/MME 
respondeu o Ofício nº 124/2021 – DIR/ANEEL encaminhando o Parecer nº 00224/2021/CONJUR-
MME/CGU/AGU, e a Nota Técnica nº 1/2021/SEE, nos quais são prestados esclarecimentos 
quanto ao mencionado tema. 
12. 
A proposta de solução arbitral da controvérsia apresentada foi analisada pela 
Diretoria Colegiada da Agência na 33ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, do dia 08 de 
setembro de 2021, e na 9ª Reunião Pública Extraordinária da Diretoria, do dia 10 de setembro de 
2021. Como resultado, foi emitido o Despacho n° 2.812, de 10 de setembro de 2021, por meio 
do qual a Diretoria decidiu: 
i.autorizar a celebração do Termo de Compromisso Arbitral, a ser firmado entre a 
ANEEL e a TNE, com interveniência da União Federal, do IBAMA e da Funai, para 
que o pleito de reequilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão nº 
003/2012- ANEEL seja submetido ao juízo arbitral, conforme autorização do 
 
8 SIC nº 48510.000317/2021-00 
9 SIC nº 48513.017730/2021-00

FL. 5 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
Advogado-Geral da União e do MME;  
ii.convocar a TNE para, em até 30 (trinta) dias, assinar o Termo de Compromisso 
Arbitral e o respectivo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 003/2012-
ANEEL, contendo a Cláusula Compromissória de Arbitragem; e  
iii.arquivar o Processo Punitivo nº 48500.004876/2018-58 em decorrência da 
assinatura do Termo de Compromisso Arbitral e do Termo Aditivo ao Contrato 
de Concessão nº 003/2012-ANEEL. 
13. 
Por meio do Memorando nº 26/2021-GDG/ANEEL10, de 15 de setembro de 2021, 
a assessoria do Diretor Geral solicitou esclarecimentos quanto a data base de atualização da RAP 
a ser considerada no Termo Aditivo Contratual a ser celebrado com a TNE. Nesta mesma data, a 
SCT respondeu, por meio do Memorando n° 204/2021-SCT/ANEEL11, sugerindo considerar março 
de 2021 como a data de referência de preço para a RAP do Termo Aditivo Contratual ao Contrato 
de Concessão nº 003/2012-ANEEL. 
14. 
Em 17 de setembro de 2021, foi celebrado entre a União, por intermédio da 
ANEEL, e a TNE, o Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 003/2012-ANEEL, nos 
termos do Despacho n° 2.812/2021. 
15. 
Em 21 de setembro de 2021, foi firmado, entre ANEEL e TNE, com interveniência 
do MME, da Funai e do IBAMA, o Termo de Compromisso Arbitral, autorizado pelo Despacho n° 
2.812/2021.  
16. 
Cabe dizer que o Termo de Compromisso Arbitral não alterou as condições do 
contrato, incluindo sua matriz de risco e o momento de início de recebimento da RAP, e não 
eximiu a empresa da adoção das medidas inerentes ao contrato, independentemente da 
conclusão do procedimento arbitral, inclusive o início da obra, que deveria ocorrer 
 
10 SIC nº 48576.000240/2021-00 
11 SIC nº 48526.004968/2021-00

FL. 6 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
imediatamente após a emissão da LI. 
17. 
O IBAMA emitiu a Licença de Instalação nº 1400/2021, em 28 de setembro de 
2021. 
18. 
Em 26 de novembro de 2021, a TNE apresentou novo pedido12 de reequilíbrio 
econômico-financeiro do Contrato, em atendimento ao item 2.1.3 do Termo de Compromisso 
Arbitral firmado. 
19. 
Por meio das Cartas CE TNE 059/202113, de 7 de dezembro de 2021, CE TNE 
066/202114, de 22 de dezembro de 2021, e CE TNE 002/202215, de 19 de janeiro de 2022, a TNE 
atualizou a ANEEL sobre o processo de negociação com a comunidade indígena. 
20. 
Em 28 de janeiro de 2022, foi realizada reunião16 entre a SCT, a PF ANEEL e a TNE 
sobre a implantação do empreendimento objeto do Contrato de Concessão nº 003/2012-ANEEL 
e o novo pedido de reequilíbrio protocolado. 
21. 
Em 02 de fevereiro de 2022, a SCT emitiu a Nota Técnica nº 079/2022-SCT/Aneel, 
por meio da qual analisa o pedido de reequilíbrio econômico-financeiro do Contrato de 
Concessão nº 003/2012, em atendimento ao item 2.1.3 do Termo de Compromisso Arbitral 
firmado entre a ANEEL e a Transnorte Energia S.A. 
22. 
Em 15 de fevereiro de 2022, a Transnorte manifestou-se a respeito da Nota 
Técnica nº 79/2022-SCT/Aneel, requerendo a observância do devido processo legal 
administrativo quanto à repercussão dos pareceres jurídicos vinculantes aprovados pelo 
Advogado Geral da União e pelo Poder Concedente, a União, representada pelo Ministério de 
Minas e Energia. 
 
12 SIC nº 48513.032246/2021-00 
13 SIC nº 48513.033201/2021-00 
14 SIC n° 48513.034639/2021-00 
15 SIC n° 48513.001752/2022-00 
16 SIC n° 48526.000500/2022-00

FL. 7 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
23. 
Em 16 de fevereiro a Transnorte atualizou as informações referentes ao processo 
de licenciamento ambiental da empresa por meio da Carta – CE TNE 008/2022. A empresa 
informou que havia proposto uma audiência de conciliação envolvendo Aneel, Ibama, Funai, 
União Federal, o MPF e a ACWA. 
24. 
Em 09 de março de 2022 a Transnorte, por meio da Carta – CE TNE 011/2022, 
informou sobre a realização da audiência e seus encaminhamentos e solicitou ainda que a Aneel 
viabilizasse o consenso necessário para liberação do acesso da concessionária à Terra Indígena 
Waimiri Atraoari. 
25. 
É o Relatório. 
 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
26. 
Trata-se de novo Requerimento Administrativo interposto pela Transnorte Energia 
S.A. (TNE) com vistas ao reequilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão nº 
003/2012, em atendimento ao item 2.1.3 do Termo de Compromisso Arbitral firmado entre a 
ANEEL e a Transnorte Energia S.A. 
27. 
De acordo com o Termo de Compromisso Arbitral firmado entre ANEEL e a TNE, 
o início da arbitragem está condicionado a: 
i. 
emissão da LI pelo IBAMA; 
ii. 
submissão do presente Compromisso Arbitral ao juízo da Ação 
Ordinária nº 1012027-22.2017.4.01.3400, em curso perante a 22ª 
Vara Federal da Seção Judiciária do Distrito Federal, acompanhando 
do pedido de extinção do processo, por meio de petição conjunta 
firmada pela TNE, IBAMA, Funai e UNIÃO. 
iii. 
submissão pela TNE, no prazo de até 60 (sessenta) dias a contar da 
emissão da LI, de pleito administrativo de reequilíbrio econômico-

FL. 8 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
financeiro da concessão à ANEEL, nos termos de cláusula com 
promissória a ser inserida no contrato de concessão. A Agência terá 
120 (cento e vinte) dias para analisar o pleito e proferir decisão final. 
Caso a TNE discorde da decisão final da Agência, poderá ser 
instaurado o procedimento arbitral, mantidos os parâmetros 
financeiros e as condições definidos nas cláusulas 1.8 e 1.9 do Termo 
de Compromisso Arbitral 
28. 
Em atendimento ao item iii do Termo de Compromisso Arbitral, a TNE apresentou 
pedido de reequilíbrio econômico-financeiro da concessão por meio de Carta protocolada em 26 
de novembro de 2021. Assim, apresento, a seguir, consubstanciado pela nota técnica da SCT, 
análise dos argumentos técnicos apresentados pela TNE neste novo pedido.   
29. 
Em seu pleito, a transmissora se preocupa em realizar a caracterização jurídica dos 
eventos associados ao atraso de 10 anos do processo de licenciamento ambiental como 
alterações unilaterais das condições de implantação do projeto promovidas pelo Poder 
Concedente (União, IBAMA, ANEEL e Funai), que resultaram em custos incrementais de 
investimento.  
30. 
Além disso, a TNE apresenta referências jurídicas com o objetivo de justificar a 
necessidade de reconhecimento dos custos adicionais derivados exclusivamente da implantação 
do projeto no período de 2021 a 2024 comparativamente às mesmas componentes de custos 
para implantação nos termos originais 2012 a 2015.  
31. 
Cumpre ressaltar que qualquer análise de reconhecimento de adicional associado 
a implantação do projeto, deverá estar limitada as condições de contorno estabelecidas para o 
escopo do objeto definido no âmbito do processo do Termo de Compromisso Arbitral,

FL. 9 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
deliberado17 por esta casa no dia 10 de setembro de 2021.  
32. 
Em que pese os argumentos jurídicos apresentados pela concessionária no sentido 
de que haveria direito ao reequilíbrio econômico-financeiro do contrato, tecnicamente a ANEEL 
já reconheceu a necessidade de reequilibrar o contrato e assim procedeu, conforme seu próprio 
entendimento técnico.  
33. 
O que se discute na prática e o que justifica levar a questão à arbitragem é a 
metodologia de reequilíbrio, ao tempo que a ANEEL considera que a concessão já teria sido 
reequilibrada e a concessionaria pleiteia uma diferença. Quanto a isso, qualquer diferença que 
possa eventualmente ser considerada devida, deve se ater a regulação pelo preço e a matriz de 
riscos contratual, o que não custa lembrar é a regra do edital, do contrato, e do modelo de 
concessão de transmissão do setor elétrico. Alterar tais regras no decorrer de uma concessão, 
sobretudo sabendo que afetará toda estrutura custo é no mínimo capaz de comprometer o leilão 
feito com regras que eram válidas para todos. 
34. 
 Por essas razões, entendo que o debate jurídico apresentado pela concessionária 
já foi superado no âmbito dos demais julgamentos dessa casa. O que importa dizer é o que a 
concessionária pretende, que seja aplicada uma metodologia de regulação pelo custo, o que é 
inadmissível nos termos, da legislação aplicável, das regras editalícias, do contrato avençado 
entre as partes e ainda da isonomia com todos os agentes do setor elétrico do segmento de 
transmissão. 
35. 
Outrossim, pretende que sejam alterados alguns dos parâmetros originais do 
edital e do contrato e isso também não é possível. A ANEEL não tem liberdade para se afastar de 
regras previamente ditadas pelo edital e pelo contrato, mais do que isso, um modelo consagrado 
e consolidado no setor elétrico brasileiro para concessão de transmissão. Observe-se que a 
 
17 Despacho n° 2.812, de 10 de setembro de 2021(Processo nº 48500.004361/2019-39)

FL. 10 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
discussão é eminentemente técnica e diz respeito aos parâmetros utilizados pela SCT para 
reequilibrar o contrato, que não se afastou em nenhum momento, das regras editalícias, do 
contrato e da regulação própria para o segmento. 
36. 
Dessa forma, considero que o foco desta análise, conforme apresentado pela área 
técnica, será com base na avaliação de cunho técnico de cada item apresentado que compõe a 
RAP de reequilíbrio pleiteada pela TNE, à luz da interpretação que vem sendo realizada dos 
contratos de concessão e da regulamentação vigente na gestão das outorgas de transmissão. 
 
II.1 – CONJUNTO DE ATIVOS QUE COMPÕEM O CAPEX SEGUNDO AS CONDIÇÕES ORIGINAIS DO 
EDITAL 
37. 
 De acordo com a TNE, “passados quase 10 anos, a forma de se resgatar o valor 
atual do conjunto de ativos vinculados ao objeto concedido a partir de preços indicados pela 
própria ANEEL em seu Banco de Preços evita subjetividade e a assimetria de informações para 
julgamento de valores”. Assim, a transmissora entende que, na lógica do regime econômico-
financeiro do serviço pelo preço, o presente reequilíbrio deve considerar a “redefinição do preço 
do serviço a partir da valoração do conjunto dos ativos originais do Edital mediante aplicação do 
preço padrão modular definido pela própria ANEEL”, que totalizaria R$ 2.909.047.653,28, na data 
base de 31 de março de 2021. 
38. 
Sobre essa questão, destaco o que dispõe o Artigo 15 da Lei n° 9.427, de 26 de 
dezembro de 1996, também citado pela transmissora: 
“Art. 15. Entende-se por serviço pelo preço o regime econômico-financeiro 
mediante o qual as tarifas máximas do serviço público de energia elétrica são 
fixadas: 
I - no contrato de concessão ou permissão resultante de licitação pública, nos 
termos da Lei n° 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
II - no contrato que prorrogue a concessão existente, nas hipóteses admitidas 
na legislação vigente;  
III - no contrato de concessão celebrado em decorrência de desestatização, nos 
casos indicados no art. 27 da Lei n° 9.074, de 7 de julho de 1995;

FL. 11 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
IV - em ato específico da ANEEL, que autorize a aplicação de novos valores, 
resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do respectivo contrato.”  
39. 
Depreende-se deste dispositivo que o preço do serviço, fixado em contrato de 
concessão, é aquele definido em uma licitação pública, na modalidade concorrência, podendo 
ser revisado ou reajustado sempre considerando as condições previstas no Contrato. 
40. 
Dessa maneira, a SCT concluiu, no que concordo, que a atualização do 
investimento pelo Banco de Preços de Referência da ANEEL vigente não é possível pois, além de 
não estar prevista contratualmente com uma metodologia de reequilíbrio econômico-financeiro, 
esta atualização, por si só, não garante a recomposição de investimento necessária para a 
obtenção preço do serviço.  
41. 
Neste ponto, destaco que o preço do serviço, isto é, a RAP contratual, é formado 
pelo investimento obtido com base no Banco de Preços e demais parâmetros regulatórios da 
licitação e deve incorporar, necessariamente, os deságios médios resultantes do processo 
licitatório que são reflexos tanto das premissas e regras adotadas na licitação, quanto das 
condições econômicas e financeiras do mercado, diferente disso, seria entregar essa obra para 
requerente por dispensa de leilão pelo custo apresentado pelo empreendedor sem nenhum sinal 
econômico para o consumidor. 
II.2 – SOBRE OS CUSTOS INCREMENTAIS DE INVESTIMENTO 
42. 
A TNE apresenta uma série de custos incrementais para a implantação do 
empreendimento decorrente de eventos associados ao atraso de 10 anos do processo de 
licenciamento ambiental e de exigências para a implantação da obra que não eram esperadas. 
Esses custos serão descritos nos subitens a seguir e analisados ao final deste tópico. 
II.2.1 – CUSTOS ADMINISTRATIVOS EXTRAORDINÁRIOS DO PERÍODO DE 01/2012 A 10/2021 
43. 
A Concessionária alega que o atraso no processo de licenciamento ambiental 
imputou à TNE uma série de custos administrativos extraordinários quando comparados às 
condições de execução do contrato na forma prevista no Leilão, ou seja, no período de 3 anos. 
Os custos administrativos alegados pela transmissora representam um total de R$

FL. 12 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
100.486.541, em valores de setembro de 2021. 
II.2.2 – ALTERAÇÃO DAS CONDIÇÕES FUNDIÁRIAS 
44. 
A TNE apresentou o “RELATÓRIO DE AVALIAÇÃO DAS ALTERAÇÕES TÉCNICAS PARA 
EQUILÍBRIO ECONÔMICO-FINANCEIRO DO CONTRATO Nº 003/2012”, com fotos de satélite 
apresentando as diferenças entre as condições fundiárias atuais e aquelas existentes à época do 
Leilão nº 004/2011, e o “Relatório de Impactos Fundiários do Empreendimento Transnorte 
Energia”, que, de acordo com a Concessionária, aponta várias alterações nas condições fundiárias 
originalmente consideradas na proposta da TNE. De acordo com a TNE, os custos adicionais da 
nova realidade fundiária, passados 10 anos do leilão, foram estimados pela transmissora em 
R$ 8.959.367,00, na data base de novembro de 2021. A transmissora alegou, ainda, possíveis 
custos futuros, caso tenha que alterar o traçado da Linha de Transmissão em função das novas 
edificações construídas neste período. 
II.2.3 – CONSULTA PÚBLICA À COMUNIDADE INDÍGENA – FATO SUPERVENIENTE QUE ALTEROU 
O ORÇAMENTO DO COMPONENTE INDÍGENA 
45. 
A TNE alega que o Edital da licitação do empreendimento sob sua responsabilidade 
indicou que LT Manaus – Boa Vista afetaria 121 km da terra ocupada pela comunidade indígena 
Waimiri Atroari e que o Relatório R1 (Relatório EPE-DEE-RE-047/2010- r1) ressaltou que não 
foram orçados os custos de indenização para travessia da Terra Indígena. Baseada nisso, a 
transmissora informa que foi condição efetiva de sua proposta de RAP a “inexistência de 
obrigação de pagamento de compensação por perda patrimonial na Terra Indígena”. 
46. 
A transmissora cita ainda o Quarto Esclarecimento de Ordem Geral do Leilão no 
004/2011-ANEEL que integra o Ofício nº 797/2011/DPDS-FUNAI-MJ, no qual, dentre outras 
definições, a Funai salienta que “a Terra Indígena é objeto de uma Programa de Compensação

FL. 13 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
Ambiental – Programa Waimiri-Atroari, decorrente da instalação da UHE de Balbina” 18.  
47. 
Considerando os parâmetros do Edital, a TNE alega que orçou um valor para 
Componente Indígena em R$ 18.323.580,46, sendo R$ 8.661.618,04 (Ago/21) referentes à 
mitigação de impactos e R$ 9.661.962,42 (Ago/21) para compensação dos impactos. Além disso, 
a transmissora cita que “a União deixou para realizar a consulta pública (que deveria ser prévia, 
livre e informada, conforme preconizado na Convenção OIT nº 169) apenas em momento 
posterior à Licença Prévia (LP) e anterior à emissão da Licença de Instalação (LI)” e que “após a 
tardia oitiva da Comunidade Indígena, a FUNAI, o IBAMA e a União fizeram exigências que 
extrapolaram completamente as condições originais da componente indígena previstas no 
Edital”, resultando em aumento da componente indígena para R$ 226,8 milhões.  
48. 
Dessa forma, a TNE conclui, excetuando-se o valor orçado de R$ 18.323.580,46, 
que o acréscimo a ser considerado do valor total do custo extraordinário da componente 
indígena monta R$ 208.492.588,69 (duzentos e oito milhões, quatrocentos e noventa e dois mil, 
quinhentos e oitenta e oito reais), sendo R$ 56.154.551,00 de CAPEX e R$ 152.338.037,58 de 
OPEX em 27 anos de operação comercial, valor que está incluído na presente proposta de RAP 
de reequilíbrio. 
49. 
Considerando que as negociações em definitivo do orçamento do Componente 
Indígena ainda não foram finalizadas, a transmissora solicita ainda que “todos os custos 
extraordinários que vierem a ser acrescidos ou reduzidos do orçamento já considerado no valor 
 
18 Segundo a TNE e de acordo com as informações do Ofício nº 797/2011/DPDS-FUNAI-MJ, de 18 de agosto de 2011, 
o referido programa, iniciado em 1988, é de reconhecida qualidade técnica, o que demanda alto investimento – 
cerca de R$ 6.000.000,00/ano, sendo este o parâmetro de programa de mitigação e compensação de impactos 
conhecidos por aqueles indígenas”. O entendimento da TNE é que o Quarto Esclarecimento citado “fixou 
expressamente o parâmetro de qualidade técnica e de valor da Componente Indígena do Projeto Básico Ambiental 
dos Waimiri Atroari” e que os “parâmetros de alta qualidade técnica e de preços do Programa Waimiri Atroari 
(associados aos impactos UHE Balbina) constituem uma condição efetiva da proposta do Leilão ANEEL nº 004/2011.

FL. 14 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
total do PBA-CI19 de R$226,8 milhões deverá ser objeto de Parcela de Ajuste, POSITIVA ou 
NEGATIVA, a ser acrescida ou deduzida à RAP da TNE do ano subsequente à definição integral de 
todo o orçamento do PBA-CI”. 
II.2.4 – CONDICIONANTES INSERIDAS PELA FUNAI NA LP E NA LI – LIMITAÇÕES DE ACESSO À 
TERRA INDÍGENA 
50. 
Além disso, a TNE solicita considerar na RAP de reequilíbrio os custos adicionais 
extraordinários associados as “exigências extraordinárias da LP e da LI, como barreiras nos 
acessos às torres de transmissão, pré-montagem das torres fora da TI, blocos máximos de 10 
torres em execução, geraram enorme perda de produtividade na execução do contrato” que 
impactam o orçamento do projeto em R$ 100.373.873,12 (cem milhões, trezentos e setenta e 
três mil, oitocentos e setenta e três reais), em valores de março de 21”. 
II.2.5 – AUMENTO SUPERVENIENTE DE TORRES ALTEADAS FORA DA ÁREA INDÍGENA E DO 
RESERVATÓRIO DA UHE BALBINA 
51. 
Ademais, a transmissora resgata a ressalva sobre necessidade de alteamento de 
torres existente nos relatórios de planejamento que subsidiaram a licitação da LT de interligação 
Manaus – Boa Vista, que diz respeito apenas aos 123 km de torres especiais necessárias para 
evitar supressão vegetal, sendo 121 km na TI Waimiri Atroari e 2 km no reservatório da UHE 
Balbina. 
52. 
De acordo com a transmissora, o Termo de Referência para Estudo do Impacto 
Ambiental (EIA/RIMA), entregue pelo IBAMA em jan/2012 impôs uma ampliação significativa do 
quantitativo de torres especiais fora da Terra Indígena (TI) e do reservatório da UHE Balbina. Com 
base neste Termo de Referência, a consultoria contratada pela TNE estima que serão necessários 
381,3 km de torres especiais alteadas (ou seja, mais do que o triplo da indicação original). 
 
19 Projeto Básico Ambiental – Componente Indígena

FL. 15 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
53. 
Dessa maneira, a concessionária requer, a título de reequilíbrio econômico-
financeiro do contrato por força de alterações supervenientes feitas pelas exigências do IBAMA20, 
aquilo que ultrapassou os 123 Km de torres especiais, ou seja, o adicional de impacto no valor 
de R$ 965.712.946,58 (novecentos e sessenta e cinco milhões, setecentos e doze mil, novecentos 
e quarenta e seis reais e cinquenta e oito centavos), base março de 2021. 
II.2.6 – ANÁLISE DOS CUSTOS INCREMENTAIS DE INVESTIMENTO APRESENTADOS 
54. 
Neste tópico, a SCT descreve uma série de custos que a transmissora informa 
como extraordinários, alguns já incorridos e outros baseados em orçamento e estimativas, que a 
transmissora alega não ter considerado na sua proposta de RAP ofertada na licitação do 
empreendimento e que são decorrentes de eventos associados ao atraso de 10 anos do processo 
de licenciamento ambiental e de exigências para a implantação da obra que não eram esperadas 
pela concessionária. 
55. 
É preciso deixar claro, tendo em vista alegações da própria requente de que os 
atrasos são alheios a sua vontade, que o argumento já foi superado em todos os julgamentos que 
este colegiado enfrentou quanto ao tema. Para tanto basta observar a matriz de risco como regra 
editalícia, contrato e ainda o regulamento pacífico do setor elétrico, no tocante ao segmento de 
transmissão.  
56. 
Esses custos apresentam natureza semelhante àqueles declarados pela 
transmissora no pedido de reequilíbrio econômico-financeiro inicial formalizado por meio da 
Carta CT-TNE 022/2019, já analisados por essa diretoria, que foi consubstanciada pela SCT na 
Nota Técnica nº 386/2019-SCT/ANEEL, de 13 de junho de 2019.  
57. 
Portanto, mantendo coerência com análise já realizada, , considero que não há 
base sob a ótica de reequilíbrio das condições avençadas por meio do Contrato de Concessão nº 
 
20 Do Termo de Referência para Estudo do Impacto Ambiental (EIA/RIMA)

FL. 16 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
3/2012, para aportar os custos extras alegados, exclusivamente por exigências ambientais, uma 
vez que a possibilidade dessas exigências era previsível, e como demonstrado, conhecidas nos 
estudos que embasaram o certame e nos documentos dispostos na licitação. 
58. 
Vale resgatar que o raciocínio desenvolvido na época por essa diretoria, tendo 
como base as conclusões e recomendações da Nota Técnica nº 386/2019-SCT/ANEEL, se refere 
especialmente aos custos adicionais alegados em relação à documentação que subsidiou a 
licitação do empreendimento, como é o caso das condicionantes da LP e da LI, as exigências que 
extrapolaram a estimativa da componente indígena e o aumento de torres alteadas fora da área 
indígena.  
59. 
Neste ponto, cabe esclarecer que os relatórios de planejamento21  são 
documentos que subsidiam a licitação de duas formas: são utilizados pela ANEEL na definição do 
escopo e demais características técnicas dos lotes e devem ser considerados pelas proponentes 
na formulação das suas propostas de RAP e no desenvolvimento dos seus projetos para 
implantação das instalações, conforme sua própria conveniência. No entanto, caso haja 
divergência entre o Edital do Leilão e os relatórios de planejamento, prevalece a informação 
disponibilizada no Edital, pois a ANEEL se utiliza também de informações atualizadas do sistema 
de transmissão, especialmente obtidas junto aos agentes regulados, para a elaboração do 
certame. Adicionalmente, compete ao proponente a realização de visitas técnicas "in loco" nas 
instalações existentes e nos locais onde estão previstas futuras instalações para obtenção de 
informações, não cabendo qualquer alegação de desconhecimento quanto a esse ponto, 
conforme previamente estabelecido no Edital do Leilão e no contrato de concessão. 
60. 
Além disso, é como de conhecimento, tanto os custos socioambientais, como os 
 
21 Relatório R1 - Análise Técnico-Econômica das Alternativas pela EPE 
Relatório R2 – Detalhamento da alternativa de referência 
Relatório R3 – Caracterização e Análise Socioambiental 
Relatório R4 – Características Básicas das Instalações, antigo Caracterização das Instalações Existentes

FL. 17 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
demais custos/investimentos necessários para a implantação do objeto da licitação, são 
considerados na RAP teto da licitação por meio de uma metodologia de preços médios de 
referência, com base no Banco de Preços, que é constituído por unidades modulares com preços 
e quantitativos médios para cada item e serviço, segundo o tipo e porte de obra. Significa dizer 
que haverá, naturalmente, custos realizados abaixo e acima da média em cada item ou serviço, 
mas que o preço do serviço, dado pela RAP teto, incorporado o deságio decorrente da licitação, 
que foi acordado como suficiente para a prestação do serviço total contratado diante da matriz 
de riscos e das condições originárias do contrato de concessão.   
61. 
Isto também porque a composição da RAP teto não se limita apenas ao 
investimento, envolve ainda estimativas de: fluxo de caixa no período de implantação, 
parâmetros médios de financiamento (custo e proporção de capital), prazos para implantação do 
empreendimento e custos dos serviços de operação e manutenção. Todas essas variáveis devem 
igualmente ser avaliadas e detalhadas pelo empreendedor em sua particular estruturação de 
modelo de negócio com vista a proposição de RAP no leilão. 
62. 
Voltando a análise dos custos informados pela transmissora, destaca-se que esses 
custos são inerentes do processo de licenciamento e, como visto, o fato de serem superiores aos 
valores que foram estimados na licitação, seja na documentação disponibilizada ou na proposta 
da transmissora, conforme alegado pela transmissora, não os caracteriza como extraordinários 
ou imprevisíveis visto que era de conhecimento do Concessionário durante apresentação de 
sua proposta no Leilão, o amplo conhecimento da legislação, da geografia da região, das 
características sócio-ambiental do projeto, os seus desafios para obtenção das licenças e que o 
vencedor da licitação não pode se eximir ou alegar desconhecimento de tais fatores, bem como 
não poderia deixar de considerá-los na estimativa do preço ofertado durante o certame.  
63. 
Adicionalmente, o raciocínio apresentado pode ser extrapolado para os demais 
custos decorrentes do atraso ambiental de 10 anos, que é o caso dos custos que a transmissora 
define como administrativos extraordinários e da alteração das condições fundiárias. Isto porque 
o reconhecimento desses custos não tem amparo no regime econômico-financeiro de serviço 
pelo preço, conforme já exposto. Com efeito, esses custos estão contemplados na matriz de

FL. 18 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
riscos contrato, como fator de risco expressamente alocado para o concessionário de 
transmissão, conforme pode ser inferido nas cláusulas quarta e sexta do contrato de concessão.  
“CLÁUSULA QUARTA – OBRIGAÇÕES E ENCARGOS DA TRANSMISSORA 
 
Será de inteira responsabilidade da TRANSMSISSORA, a prestação do 
SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, de acordo com as regras e critérios 
estabelecidos pela ANEEL, sendo de sua competência captar, aplicar e gerir os 
recursos financeiros necessários à adequada prestação do serviço regulado 
neste CONTRATO. 
(...) 
CLÁUSULA SEXTA – RECEITA DO SERVIÇO DE TRANSMISSÃO 
(...) 
Segunda Subcláusula – A TRANSMISSORA reconhece que a RECEITA ANUAL 
PERMITIDA definida no caput, em conjunto com as regras de reajuste e de 
revisão constantes desta Cláusula e da Cláusula Sétima, respectivamente, são 
suficientes, nesta data, para manter o equilíbrio econômico e financeiro da 
concessão do serviço público objeto deste CONTRATO.” 
 
64. 
Além disso, é importante destacar que, dos custos apresentados pela TNE, todos 
foram contemplados na matriz de risco estipuladas no contrato e no edital do leilão, não havendo 
espaço no âmbito da regulação para esse reconhecimento, pois do contrário seria romper com 
tudo que foi avençado no leilão, bem como no modelo de concessão de transmissão do setor. 
II.3 – GLOSA DE RECEITA DO CER - EXTRAORDINARIEDADE DA IMPLANTAÇÃO DO CER BOA 
VISTA EM CONDIÇÕES DISTINTAS DAS DO EDITAL 
65. 
A transmissora alega que nos termos do Edital, o CER foi projetado para funcionar 
no Sistema Interligado Nacional (SIN), com e sem exportação de energia para a Venezuela e que 
o Edital não considerou as especificações técnicas do CER operando no Sistema Isolado de 
Roraima com importação de energia da Venezuela. Além disso, a transmissora considera que foi 
obrigada a implantar o CER em condições distintas daquelas previstas no Edital.  
66. 
Assim, a transmissora entende que não pode ser punida por não atender 
requisitos do SIN, se o CER Boa Vista não opera conectado ao SIN, como previra o Edital e, por 
isso, toda a glosa de receita no valor de R$ 4.456.801,00 (quatro milhões, quatrocentos e

FL. 19 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
cinquenta e seis mil, oitocentos e um reais) deverá ser nula.  
67. 
Além disso, a TNE alega que o CER, tendo em vista que a alteração de 
características não foi prevista no edital, precisará de reforços para adequá-lo ao funcionamento 
conectado ao SIN. Dessa forma, solicita que seja considerado, como tratamento regulatório do 
investimento adicional, a autorização de reforços futuros no CER Boa Vista por meio de 
Resolução Autorizativa da ANEEL com a definição da respectiva parcela adicional de receita 
(RBNI). 
68. 
O CER de Boa Vista é parte integrante do Contrato de Concessão nº 003/2012, com 
receita definida nos termos da Primeira Subcláusula da Cláusula Sexta do Contrato, que já se 
encontra em operação comercial desde 2015. 
69. 
Portanto, conforme apresentado pela SCT, entendo que o desconto de RAP que 
vem sendo aplicado neste equipamento não é escopo do pedido de reequilíbrio em análise, já 
que não tem relação de causalidade com o atraso no licenciamento ambiental do restante do 
empreendimento, nem impacto financeiro que justificaria um desequilíbrio do Contrato. 
70. 
Nesse sentido, considerando que a análise dos pleitos da transmissora 
relacionados com o desconto de RAP do CER de Boa Vista demandará interação com o ONS, além 
de avaliação contratual e regulatória individualizada, entendo que esses pleitos sejam tratados 
em processo específico, de forma a não prejudicar o cumprimento dos prazos estabelecidos no 
termo de compromisso arbitral firmado entre ANEEL e TNE.  
II.4 – ADEQUAÇÃO DO WACC PARA ATUAL REALIDADE DO PROJETO MANTIDAS AS PREMISSAS 
DO CONTRATO DE CONCESSÃO 
71. 
A TNE alega que, após 10 anos de atraso na implantação do empreendimento, é 
necessário adequar o Custo Médio Ponderado de Capital – WACC22 definido no Anexo VI do 
 
22 sigla em inglês para Weighted Average Cost of Capital

FL. 20 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
Contrato de Concessão nº 003/2012. 
72. 
Na análise da transmissora, caso estivéssemos tratando de um investimento já 
realizado no curso ordinário do cronograma de implantação das obras, o próprio Contrato poder-
se-ia utilizar o critério paramétrico exclusivo para revisão ordinária periódica da RAP, por meio 
da atualização apenas do Capital de Terceiros, conforme previsto na Subcláusula Primeira da 
Cláusula Sétima. 
73. 
Sobre a vedação expressa na Quinta Subcláusula da Cláusula Sétima do Contrato 
de Concessão n° 003/2012, que impede a aplicação da metodologia da revisão periódica prevista 
na Primeira Subcláusula para os reequilíbrio econômico-financeiro do Contrato, a TNE entende 
que o reajuste de receita está previsto apenas para a realidade de um contrato em execução, 
com investimentos já realizados e com as instalações em operação comercial. Porém alega em 
sua missiva que a situação do presente pleito – um contrato com 10 anos de atraso, cuja 
execução da LT sequer pôde ser iniciada, na qual o empreendedor realizou despesas 
extraordinárias sem a contrapartida da RAP – é absolutamente diferente. 
74. 
Por fim, a transmissora destaca que os parâmetros da metodologia utilizada pela 
ANEEL em 2011 para a abatimento dos impostos no WACC é diferente da metodologia que a 
ANEEL adota hoje para cálculo do WACC após impostos. Segundo a TNE, se fosse calculado o 
WACC do mesmo escopo em 2021 (após impostos) o valor seria de 6,51%, enquanto com a 
metodologia de 2011 (após impostos) o valor é de 5,59%. 
75. 
Sobre esse ponto, é preciso esclarecer que, a despeito da evidente alegação de 
alteração das condições de mercado nos 10 anos de atraso de implantação do empreendimento 
e da interpretação da transmissora sobre os dispositivos contratuais, o Contrato de Concessão 
n° 003/2012 veda expressamente a atualização do valor de WACC pleiteada, conforme Quinta 
Subcláusula da Cláusula Sétima, transcrita a seguir: 
 
“Quinta Subcláusula - Os parâmetros citados na Primeira e Segunda 
Subcláusula desta Cláusula e no ANEXO VI deste Contrato referem-se 
exclusivamente à Revisão Periódica de Receitas, não podendo ser invocados 
para efeito de reequilíbrio econômico-financeiro do presente CONTRATO.”

FL. 21 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
76. 
Com efeito, essa subcláusula está alinhada com a lógica de serviço pelo preço e 
com o que dispõe o Artigo 15 da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, isto é, o preço do 
serviço é aquele constante no contrato de concessão e resultante de licitação pública, ou aquele 
decorrente de revisão ou reajuste, autorizado em ato específico da ANEEL, mantidas as 
condições do respectivo Contrato. 
77. 
Dessa maneira, considero que não existe espaço, diante dos dispositivos 
contratuais e legais apresentados, para o afastamento dos parâmetros e premissas adotados na 
licitação, dentre eles o valor de WACC, que foram utilizados para a formação do valor de RAP 
contratado.  
78. 
Esses parâmetros e premissas só poderiam ser revistos em caso de nova 
contratação, justamente porque, neste caso, a licitação seria o instrumento utilizado para a 
formação do novo preço de serviço diante das novas condições adotadas. 
II.5 – INSUFICIÊNCIA DA ATUALIZAÇÃO DA RAP PELO IPCA E PLEITO SUBSIDIÁRIO 
79. 
A transmissora alega que “ao reconhecer a excludente de responsabilidade da TNE 
pelo atraso na implantação da LT Manaus-Boa Vista até a emissão da LI, a ANEEL apenas atualizou 
a receita total da concessão pelo IPCA e a dividiu no prazo remanescente da concessão. Assim, 
foi definida a RAP de R$ 329.061.673,66 (trezentos e vinte e nove milhões, sessenta e um mil, 
seiscentos e setenta e três reais e sessenta e seis centavos), atualizados até 31/06/2021, por 17,5 
anos (dezessete anos e seis meses)”. 
80. 
A TNE apresentou farta documentação subsidiária23 e a conclusão da transmissora 
é de que o IPCA não conseguiu refletir a variação dos custos específicos dos ativos a serem 
implantados no empreendimento sob responsabilidade da TNE. 
 
23 NOTA TÉCNICA – ANÁLISE DOS EFEITOS DA PANDEMIA SOBRE OS CUSTOS DE CONSTRUÇÃO DAS LINHAS DE 
TRANSMISSÃO, por meio da qual a Fundação Getúlio Vargas – FGV apresentou “a elevação abruta e extraordinária 
dos preços de vários componentes dos custos relacionados diretamente à LT Manaus-Boa Vista”

FL. 22 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
81. 
Sobre esse ponto, cumpre destacar que o reequilíbrio econômico-financeiro do 
Contrato de Concessão n° 003/2012 autorizado pelo Despacho ANEEL nº 2.502/2019 e pelo 
Despacho ANEEL nº 1.177/2021 não realizou apenas a atualização da RAP pelo IPCA.  
82. 
Como resultado do reconhecimento da excludente de responsabilidade da TNE 
pelo atraso no processo de licenciamento ambiental e na implantação do empreendimento, a 
ANEEL adotou  uma metodologia de reequilíbrio que mantém as condições da licitação e 
incorpora a excludente implicando em cálculo de uma RAP de reequilíbrio para o mesmo escopo 
de instalações do Contrato de Concessão sob análise, utilizando como base de cálculo os mesmos 
parâmetros e premissas utilizadas no Edital de Leilão da época, repactuando-se apenas um novo 
prazo para implantação do empreendimento24.  
83. 
Assim, por meio do Primeiro Aditivo ao Contrato de Concessão n° 003/2012 foi 
pactuado novo prazo de implantação de 36 meses a partir da assinatura do Termo Aditivo e a 
atualização da RAP na data de emissão da LI de modo a preservar a receita total do Contrato a 
ser auferida no prazo remanescente da concessão. 
84. 
Observa-se que, na metodologia de reequilíbrio adotada, a partir da manutenção 
dos parâmetros e premissas do Edital que formam o preço do serviço contratado, alterou-se 
completamente o fluxo de caixa previsto para o empreendedor, permitindo a remuneração do 
investimento, que compôs o preço ofertado, durante o prazo da concessão. 
85. 
Em relação a utilização do IPCA como índice de atualização da RAP, conforme 
destacado pela SCT, entendo que não existe previsão contratual para a utilização de outro índice, 
conforme pleiteado pela TNE, já que a Quarta Subcláusula da Cláusula Sexta do Contrato de 
Concessão n° 003/2012 estabelece que o IPCA, ou, em caso de sua extinção, o índice definido 
pela ANEEL para sucedê-lo, deverá ser utilizado para a atualização da RAP contratual. 
II.6 – DA RAP DE REEQUILÍBRIO DO CONTRATO 
 
24 Nota Técnica nº 386/2019-SCT/ANEEL

FL. 23 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
86. 
A TNE apresentou denso material técnico de apoio25, por meio do qual apresenta 
o cálculo da RAP de reequilíbrio do Contrato de Concessão nº 003/2012 em R$ 598.199.187,81 
(quinhentos e noventa e oito milhões, cento e noventa e nove mil, cento e oitenta e sete reais), 
a preços de março de 2021, aplicável por 27 (vinte e sete) anos de operação comercial.  
87. 
A transmissora ressalva que o pleito atual se limita aos eventos e custos incorridos 
até a data da LI, sendo os impactos de custos extraordinários decorrentes de atrasos e alterações 
de escopo supervenientes à LI, que não foram tratados especificamente neste requerimento, 
como impedimento de acesso à TI após a LI, não foram considerados neste pleito e poderão ser 
objeto de requerimento administrativo específico, se necessário for. 
88. 
Sobre a RAP de reequilíbrio pleiteada pela concessionária, a SCT compôs uma 
tabela comparativa de contratos de concessão de transmissão vigentes que apresentam receitas 
equivalentes a solicitada. 
Tabela 1 – Comparativo de RAPs entre contratos de concessão de transmissão 
Escopo Contratual 
Transmissora 
Contrato 
RAP (ref.: jun/21) 
LT 500 kV Eng. Lechuga – Equador, CD, 400 km; 
LT 500 kV Equador – Boa Vista, CD, 315 km; 
SE Equador 500 kV 
SE Boa Vista 500/230 kV ATR 400 MVA e 230 kV 
com CER 
TNE 
CC n° 003/2012 
R$ 610.661.249,7426 
Estações conversoras de frequência de ±800 
kVCC, 4.000 MW, junto às SEs Xingu e Estreito 
LT ±800 kVCC Xingu – Estreito, 2.100 km 
BMTE27 
CC n° 014/2014 
R$ 666.102.214,93 
 
25 RELATÓRIO TÉCNICO – MODELAGEM ECONÔMICO-FINANCEIRA - Apoio Técnico no Cálculo para o Pedido de 
Reequilíbrio Econômico-financeiro do Contrato de Concessão – FGV 
26 Valor informado pela TNE, atualizado de março de 2021 para junho de 2021 
27 Belo Monte Transmissora de Energia SPE S.A.
Escopo Contratual  Transmissora  Contrato  RAP (ref.: jun/21)
LT 500 kV Eng. Lechuga – Equador, CD, 400 km;
LT 500 kV Equador – Boa Vista, CD, 315 km;
SE Equador 500 kV
SE Boa Vista 500/230 kV ATR 400 MVA e 230 kV
com CER  TNE  CC n° 003/2012  R$ 610.661.249,7426
Estações conversoras de frequência de ±800
kVCC, 4.000 MW, junto às SEs Xingu e Estreito
LT ±800 kVCC Xingu – Estreito, 2.100 km  BMTE27  CC n° 014/2014  R$ 666.102.214,93

FL. 24 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
Estação Retificadora nº 02 CA/CC 500/±600 kV - 
3150 MW  
Estação Inversora nº 02 CC/CA ±600/500 kV - 
2950 MW 
IE Madeira28 
CC n° 015/2009 
R$ 597.022.231,73 
 
89. 
Observa-se que a RAP pleiteada pela TNE equivale às receitas auferidas pelas 
concessionárias contratadas para implantar, operar e manter os sistemas de transmissão em 
corrente contínua do país, que prestam um serviço de porte e características tecnológicas 
especiais e complexidade superior, não podendo, portanto, ser equiparado ao serviço objeto do 
Contrato de Concessão n° 003/2012.  
90. 
As instalações sob responsabilidade da BMTE e da IE Madeira operam em corrente 
contínua e em tensão superior às demais instalações de corrente alternada do Sistema 
Interligado Nacional, justamente porque têm a função de transportar uma quantidade de 
potência elevada, produzida por usinas hidrelétricas estruturantes, por grandes distâncias em 
território nacional. 
91. 
Assim, mesmo se houvesse condições contratuais e legais, concluo que o 
atendimento do pleito da transmissora não é razoável nem justo sob a ótica das demais 
transmissoras contratadas e do usuário do sistema de transmissão. 
II.6 – ATUALIZAÇÃO DA RAP CONFORME CLÁUSULA QUARTA DO PRIMEIRO TERMO ADITIVO 
AO CONTRATO DE CONCESSÃO N° 003/2012-ANEEL 
92. 
A Cláusula Quarta do Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n° 
003/2012 trata da atualização da RAP após a emissão da Licença Ambiental de Instalação e está 
reproduzida abaixo: 
 
28 Interligação Elétrica do Madeira S.A.
Estação Retificadora nº 02 CA/CC 500/±600 kV -
3150 MW
Estação Inversora nº 02 CC/CA ±600/500 kV -
2950 MW  IE Madeira28  CC n° 015/2009  R$ 597.022.231,73

FL. 25 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
“Após a emissão da Licença Ambiental de Instalação (LI), a Agência Nacional de 
Energia Elétrica-ANEEL atualizará a RECEITA ANUAL PERMITIDA (RAP) com base 
no IPCA, de acordo com a Quinta Subcláusula da Cláusula Sexta do CONTRATO 
DE CONCESSÃO n° 003/2012 e conforme os demais parâmetros regulatórios 
referidos no CONTRATO de modo a preservar a receita total do CONTRATO, 
prevista na Cláusula Terceira deste Aditivo, a ser auferida no prazo 
remanescente da concessão.” 
93. 
Em atendimento a esta Cláusula, a SCT atualizou a RAP do Contrato de Concessão 
n° 003/2012, considerando que a Licença de Instalação foi emitida pelo IBAMA em 28 de 
setembro de 2021 e que, portanto, o Contrato teria um prazo de implantação de 152 meses e de 
amortização de 208 meses. A RAP de reequilíbrio resultante é de R$ 336.264.814,82, a preços de 
junho de 2021. 
II.7 – CONSOLIDAÇÃO DA ANÁLISE 
94. 
Por fim, como forma de organizar e consolidar as conclusões dos pontos 
analisados, replico aqui, resumidamente, os pleitos da TNE formalizados por meio de sua Carta: 
a. Definição a Receita Anual Permitida (RAP) de reequilíbrio do Contrato de Concessão 
nº 003/2012 em R$ 598.199.187,81, por 27 anos de operação, considerando a 
necessidade de incorporação dos custos extraordinários demonstrados;  
 
b. Após a conclusão das negociações da União, FUNAI, IBAMA e TNE com a Comunidade 
Waimiri Atroari, caso o valor final da Componente Indígena seja diferente dos valores 
considerados na RAP de reequilíbrio, prevista no pedido “a”, requer-se a definição de 
uma Parcela de Ajuste, positiva ou negativa, a ser acrescida ou reduzida da RAP do 
ano subsequente à definição do orçamento definitivo da Componente Indígena;  
 
c. Subsidiariamente, caso não seja acolhido o pleito de reequilíbrio com incorporação 
dos custos extraordinários demonstrados, requer-se seja aplicado o índice específico 
do projeto da TNE, a ser definido pela FGV, para correção da RAP segundo a 
metodologia adotada no Despacho ANEEL nº 1.717/2021, sem que o acolhimento 
deste pedido subsidiário afete, altere, condicione ou represente qualquer renúncia 
ao direito da TNE buscar o reequilíbrio integral do Contrato, em consonância com o 
que ficou definido no Termo de Compromisso Arbitral.  
 
d. A desconsideração das características CER Boa Vista previstas no Edital do Leilão 
ANEEL nº 004/2011 para fins de glosa futura de sua receita, suspendendo-se quais 
glosas futuras na receita do CER Boa Vista;

FL. 26 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
e. Determinação à SCT para que abra um processo específico para definição da nova 
conformação técnica do CER para funcionamento no SIN por meio de resolução 
autorizativa de reforços com a definição da respectiva RBNI na forma do Contrato; 
95. 
De acordo com as conclusões apresentadas pela área técnica, no que concordo 
integralmente, nos termos do Artigo 15 da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, o preço do 
serviço objeto do Contrato de Concessão n° 003/2012-ANEEL foi definido em licitação pública, e 
não há previsão contratual ou regulatória para sua revisão, em caso de desequilíbrio, a partir de 
reconhecimento de custos adicionais alegados ou atualização dos parâmetros adotados na 
licitação e que integram o respectivo Contrato. 
96. 
Ainda que constatado o desequilíbrio por fatores alheios à gestão do serviço pela 
concessionária, o reequilíbrio somente poderá ser fundamentado dentro dos próprios 
parâmetros definidos no edital, porque vinculantes para as partes. Alterar tais parâmetros, como 
pretende a TNE, ocasionaria ofensa à isonomia e à concorrência inerentes aos certames públicos 
que dão origem aos contratos de concessão de serviços públicos, principalmente, porque 
produziria, conforme demonstrado, desrespeito a cláusulas contratuais expressas e, via de 
consequência, à própria matriz de riscos originalmente estabelecida. Significa dizer que não há 
como atender o pleito concessionário sem que, com isso, se afaste a matriz de riscos e as 
condições originárias do contrato fundadas no regime pelo preço.  
97. 
Assim, os pleitos “a”, “b” e “c” da transmissora esbarram no conceito do regime 
econômico-financeiro de serviço pelo preço e, por isso, não tem cabimento. A única forma 
vislumbrada de se afastar o preço contratado pelo serviço seria a partir da recontratação do 
empreendimento, após a devida licitação pública, conforme previsão legal.  
98. 
Dessa maneira, diante do reconhecimento da excludente de responsabilidade da 
TNE pelo atraso no processo de licenciamento ambiental e na implantação do empreendimento, 
entendo que a metodologia de reequilíbrio contratual aprovada pela Diretoria por meio do 
Despacho ANEEL nº 2.502/2019 e do Despacho ANEEL nº 1.177/2021, com a atualização da RAP 
nos termos da Cláusula Quarta do Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n° 
003/2012-ANEEL, que resulta em uma RAP de R$ 336.264.814,82, a preços de junho de 2021, 
deve ser mantida, assim como as condições iniciais do Contrato, nos termos do Art. 10 da Lei

FL. 27 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
8.987, de 1995. 
99. 
Sobre os pleitos “d” e “e”, relacionados ao CER de Boa Vista, importa observar que 
a TNE deu início ao presente processo administrativo para que se possa cumprir um dos 
requisitos do termo de compromisso arbitral, a fim de permitir a análise da ANEEL dos elementos 
que podem ser discutidos em sede de arbitragem. Portanto, as questões relacionadas ao CER de 
Boa Vista não poderão ser objeto de eventual arbitragem, que terá o escopo delimitado no termo 
de compromisso aprovado pela Diretoria da ANEEL.    
100. 
Trata-se de equipamento em operação comercial, cujo desconto aplicado de 
receita, medida regulatória de natureza comercial, não tem relação de causalidade com o atraso 
no licenciamento ambiental do restante do empreendimento e não enseja impacto financeiro 
que ocasionaria qualquer desequilíbrio na concessão.   
101. 
Assim, entendo que a análise desses pleitos deve ocorrer em processo específico, 
já que se trata de equipamento em operação comercial e que o desconto de receita percebido 
não tem relação de causalidade com o atraso no licenciamento ambiental do restante do 
empreendimento, nem impacto financeiro que justificaria um desequilíbrio do Contrato.   
 
III. DIREITO 
102. 
A presente Nota Técnica tem amparo legal nos seguintes dispositivos: 
 
a) Edital do Leilão nº 004/2011-ANEEL, de agosto de 2011; 
b) Contrato de Concessão nº 003/2012-ANEEL, de 25 de janeiro de 2012, e aditivo; 
c) Lei nº 10.406, de 10 de janeiro de 2002 – Código Civil; 
d) Lei nº 8.666, de 21 de junho de 1993 – Lei de Licitações e Contratos 
Administrativos; 
e) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;  
f) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; e 
g) Termo de Compromisso Arbitral firmado entre ANEEL e Transnorte Energia S.A. 
em 21 de setembro de 2021.

FL. 28 de 28 
Processo nº 48500.000400/2022-24 
h) Nota Técnica nº 079/2022-SCT/ANEEL. 
 
IV. DISPOSITIVO 
103. 
             Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.000400/2022-24, voto 
por conhecer e no mérito, negar provimento aos pleitos da Transnorte Energia S.A de 
reequilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão n° 003/2012. 
 
Brasília, 22 de março de 2022. 
 
 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor