VOTO 
 
PROCESSO: 48500.000675/2021-87. 
INTERESSADOS: Concessionárias de transmissão de energia elétrica. 
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva. 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e 
Distribuição – SCT. 
ASSUNTO: Estabelecimento de parcelas adicionais da Receita Anual Permitida – RAP referentes a reforços 
autorizados sem estabelecimento prévio de receita, a serem considerados no reajuste anual de receita 
das concessionárias de transmissão de energia elétrica – Ciclo 2021/2022. 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
O Banco de Preços de Referência ANEEL, bem como suas metodologias de definição e 
atualização, consta na Resolução Homologatória nº 7581, de 6 de janeiro de 2009, atualizada pela 
Resolução Homologatória nº 2.5142, de 19 de fevereiro de 2019, e pelo Despacho nº 2.8693, de 29 de 
outubro de 2019. 
2. 
A Resolução Normativa ANEEL nº 9054, de 8 de dezembro de 2020, aprovou o Módulo 3 
das Regras de Transmissão de Energia Elétrica (Regras de Transmissão), em cuja Seção 3.1, estão 
estabelecidos os conceitos e regramentos para autorização e forma de remuneração de novos 
equipamentos e instalações implantados por concessionárias de transmissão, como reforços ou 
melhorias. 
 
1 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh2009758.pdf. 
2 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20192514ti.pdf. 
3 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp20192869ti.pdf. 
4 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2020905.pdf.

3. 
Por meio do Ofício Circular nº 71/2021-SCT/ANEEL5, de 23 de fevereiro de 2021, a 
Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição (SCT) solicitou 
às transmissoras a relação dos reforços autorizados sem prévio estabelecimento de receita que entraram 
em operação comercial de 1º de maio de 2020 a 30 de abril de 2021, incluindo os previstos no inciso “j”6 
do item 4.1 do Módulo 3 das Regras de Transmissão. 
4. 
A Tabela I relaciona as concessionárias de transmissão que informaram ter implantado 
reforços nas condições apresentadas no Ofício Circular nº 71/2021-SCT/ANEEL.  
Tabela I – Transmissoras que informaram ter implantado reforços a serem considerados no reajuste anual de 
RAP para o ciclo 2021-2022. 
Transmissora 
Protocolo ANEEL (Sicnet) 
SITE - Serra de Ibiapaba Transmissora de Energia S.A. (CELEO) 
 48513.012380/2021-00 
FURNAS - Furnas Centrais Elétricas S/A. 
 48513.012408/2021-00 
CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista 
 48513.012444/2021-00 
TSLE - Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. - TSLE 
48513.011286/2021-00 
MRTE – Marechal Rondon Transmissora de Energia S.A (State Grid) 
48513.012116/2021-00 
SMTE - Serra da Mesa Transmissora de Energia S.A. (State Grid) 
48513.012116/2021-00 
SPTE - Serra Paracatu Transmissora de Energia Ltda. (State Grid) 
48513.012116/2021-00 
EATE - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S/A (TBE) 
48513.012364/2021-00 
ENTE - Empresa Norte de Transmissão de Energia S/A (TBE) 
48513.012364/2021-00 
TRANSIRAPÉ - Companhia Transirapé de Transmissão (TBE) 
48513.012364/2021-00 
CEMIG-GT - CEMIG Geração e Transmissão S/A 
48513.012379/2021-00 
CEEE-GT - Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica 
48513.012382/2021-00 
EVOLTZ VI - Campos Novos Transmissora de Energia S.A. 
48513.012383/2021-00 
ELETROSUL - Eletrosul Centrais Elétricas S/A 
48513.012392/2021-00 
CELG G&T - Celg Geração e Transmissão S.A 
48513.012402/2021-00 
EQUATORIAL Transmissão 
48513.012404/2021-00 
48513.012679/2021-00 
INTESA - Integração Transmissora de Energia S/A (EQUATORIAL) 
48513.012406/2021-00 
48513.012679/2021-00 
COPEL-GT - Copel Geração e Transmissão S.A. 
48513.012418/2021-00 
48513.012998/2021-00 
CIEN – Companhia de Interconexão Energética (ENEL) 
48513.012419/2021-00 
IE Pinheiros - Interligação Elétrica Pinheiros S.A. 
48513.012434/2021-00 
TAESA - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A 
48513.012447/2021-00 
ATE III - ATE III TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
48513.012448/2021-00 
BRASNORTE - Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 
48513.012449/2021-00 
CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 
48513.012450/2021-00 
ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A. 
48513.012456/2021-00 
 
5 Documento Sicnet nº 48526.000664/2021-00. 
6 j) implementação de torres de derivação ou de módulos de conexão de linhas de transmissão ou de transformadores de 
potência de propriedade de ACESSANTE ou de outra TRANSMISSORA, observado o disposto na regulamentação de classificação, 
acesso e/ou conexão às REDE BÁSICA e às DIT.
  Transmissora      Protocolo ANEEL (Sicnet)  
SITE - Serra de Ibiapaba Transmissora de Energia S.A. (CELEO)      48513.012380/2021-00    
FURNAS - Furnas Centrais Elétricas S/A.      48513.012408/2021-00    
CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista      48513.012444/2021-00    
TSLE - Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. - TSLE      48513.011286/2021-00    
MRTE – Marechal Rondon Transmissora de Energia S.A (State Grid)      48513.012116/2021-00    
SMTE - Serra da Mesa Transmissora de Energia S.A. (State Grid)      48513.012116/2021-00    
SPTE - Serra Paracatu Transmissora de Energia Ltda. (State Grid)      48513.012116/2021-00    
EATE - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S/A (TBE)      48513.012364/2021-00    
ENTE - Empresa Norte de Transmissão de Energia S/A (TBE)      48513.012364/2021-00    
TRANSIRAPÉ - Companhia Transirapé de Transmissão (TBE)      48513.012364/2021-00    
CEMIG-GT - CEMIG Geração e Transmissão S/A      48513.012379/2021-00    
CEEE-GT - Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica      48513.012382/2021-00    
EVOLTZ VI - Campos Novos Transmissora de Energia S.A.      48513.012383/2021-00    
ELETROSUL - Eletrosul Centrais Elétricas S/A      48513.012392/2021-00    
CELG G&T - Celg Geração e Transmissão S.A      48513.012402/2021-00    
EQUATORIAL Transmissão      48513.012404/2021-00
48513.012679/2021-00    
INTESA - Integração Transmissora de Energia S/A (EQUATORIAL)      48513.012406/2021-00
48513.012679/2021-00    
COPEL-GT - Copel Geração e Transmissão S.A.      48513.012418/2021-00
48513.012998/2021-00    
CIEN – Companhia de Interconexão Energética (ENEL)      48513.012419/2021-00    
IE Pinheiros - Interligação Elétrica Pinheiros S.A.      48513.012434/2021-00    
TAESA - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A      48513.012447/2021-00    
ATE III - ATE III TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.      48513.012448/2021-00    
BRASNORTE - Brasnorte Transmissora de Energia S.A.      48513.012449/2021-00    
CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco      48513.012450/2021-00    
ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A.      48513.012456/2021-00    

5. 
Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 19/2021, realizada em 17 de maio de 2021, fui 
designada relatora da matéria. 
6. 
Por meio da Nota Técnica nº 366/2021-SCT/ANEEL7, de 16 de junho de 2021, a SCT 
recomendou a emissão de resolução homologatória para o estabelecimento das parcelas adicionais de 
RAP referentes aos reforços, conforme detalhado na instrução processual. 
7. 
No dia 28 de junho de 2021, representada por minha assessoria, realizei reunião com a 
Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (Abrate), conforme Registro de 
Reunião8 juntado aos autos do processo. 
8. 
É o relatório. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
9. 
Trata-se do estabelecimento das parcelas adicionais de Receita Anual Permitida (RAP) 
referentes aos reforços autorizados sem estabelecimento prévio de receita, nos termos do Módulo 3 das 
Regras de Transmissão, a serem consideradas no reajuste anual de receita das concessionárias de 
transmissão – Ciclo Tarifário 2021-2022.  
10. 
Diante do que exponho a seguir, encaminho o presente voto no sentido de aprovar a 
emissão de resolução homologatória, conforme minuta anexa.  
11. 
Além disso, entendo necessário determinar que a SCT aplique o denominado “Critério 1” 
aos reforços com receita homologada neste processo, instaurando processo específico para aqueles que 
não atenderem exclusivamente a esse critério. Como consequência, eventuais impactos nos adicionais de 
RAP ora estabelecidos devem ser considerados no reajuste de receitas subsequente à conclusão do 
processo específico. 
 
7 Documento Sicnet nº 48526.003010/2021-00. 
8 Documento Sicnet nº 48500.000461/2021-00.

12. 
De modo a melhor estruturar a análise, o voto está dividido nos seguintes itens: (i) dos 
critérios para o estabelecimento de receita; (ii) da aplicação do Banco de Preços de Referência; (iii) dos 
procedimentos e metodologias para o estabelecimento da parcela adicional de RAP; e (iv) dos resultados. 
II.1 – Dos critérios para estabelecimento de receita 
13. 
Para o Ciclo Tarifário 2021-2022, em conformidade com os itens 4.1 a 4.4, da Seção 3.1, do 
Módulo 3 das Regras de Transmissão, foram analisadas 391 (trezentas e noventa e uma) obras de 25 (vinte 
e cinco) concessionárias de transmissão de energia elétrica. 
14. 
Esse conjunto de obras está sujeito à aplicação de cinco critérios de avaliação para definir 
quais reforços estão aptos a receber os adicionais de RAP. De forma resumida, os critérios de avaliação 
têm os seguintes objetivos: 
• 
Critério 1: avaliar se a classificação da obra como reforço está de acordo com a 
regulamentação aplicável. 
• 
Critério 2: identificar a resolução autorizativa na qual o reforço foi autorizado, 
garantindo que apenas os reforços previamente autorizados tenham adicional de RAP 
estabelecido, em conformidade com a regulamentação vigente. 
• 
Critério 3: verificar, por meio dos Termos de Liberação ou dos Relatórios de Integração 
do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a data de entrada em operação 
comercial das instalações de transmissão, prerrequisito para o estabelecimento do 
adicional de RAP, nos termos dos Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret)9 e do 
Módulo 3 das Regras de Transmissão. 
• 
Critério 4: identificar o Módulo ao qual o adicional de RAP deve ser associado. Essa 
identificação é fundamental para o correto estabelecimento de encargos e tarifas da 
transmissão, bem como para a apuração dos serviços, incluindo as Parcelas Variáveis. 
 
9 Disponível em https://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret.

• 
Critério 5: identificar o Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão (CCT) ou o 
Contrato de Compartilhamento de Instalações (CCI) associado aos reforços 
enquadrados no subitem “j” do item 4.1 do Módulo 3 das Regras de Transmissão. 
15. 
Cabe destacar que os critérios não são mutuamente excludentes. Para o mesmo reforço, 
pode ocorrer o não atendimento a um ou mais critérios. Por outro lado, basta o não atendimento a um 
dos critérios para que o reforço não tenha receita estabelecida.  
16. 
As 391 (trezentas e noventa e uma) obras apresentadas pelas transmissoras para o Ciclo 
Tarifário 2021-2022 corresponderam a 413 (quatrocentos e treze) reforços para avaliação da ANEEL. Após 
a aplicação dos Critérios 2 a 5, 249 (duzentos e quarenta e nove) reforços, 60% do total, foram 
considerados aptos a terem as receitas estabelecidas. A Tabela II apresenta o resumo da avaliação dos 
reforços quanto ao atendimento aos critérios de 2 a 5. 
Tabela II – Quantitativo de obras quanto ao atendimento dos critérios utilizados na análise. 
 
 
Atendeu o 
Critério 1? 
Atendeu o 
Critério 2? 
Atendeu o 
Critério 3? 
Atendeu o 
Critério 4? 
Atendeu o 
Critério 5? 
Sim 
Não 
Sim 
Não 
Sim 
Não 
Sim 
Não 
Sim/NA* 
Não 
№ Obras 
NA 
NA 
392 
21 
271 
142 
410 
3 
413 
0 
Percentual 
-- 
-- 
95% 
5% 
66% 
34% 
99% 
1% 
100% 
0% 
* O Critério 5 somente se aplica aos casos específicos enquadrados no subitem “j” do item 4.1 do Módulo 3 das Regras de 
Transmissão. 
17. 
Como se observa na Tabela II, neste processo, os reforços não foram analisados pelo 
Critério 1. Isso ocorreu porque no período da instrução processual a aplicação desse critério estava em 
discussão no âmbito do Processo nº 48500.006834/2019-32.  
18. 
Todavia, na 21ª Reunião Pública Ordinária (RPO), realizada no dia 15 de junho de 2021, a 
Diretoria Colegiada da ANEEL concluiu pela legalidade da aplicação do Critério 1 e decidiu determinar que 
SCT instaure processos específicos para tratar dos reforços autorizados sem prévio estabelecimento de 
receita que não atenderam exclusivamente ao Critério 1, a fim de identificar: (i) a qualidade da informação 
prestada pela transmissora para o planejamento setorial; (ii) a motivação do ONS para a classificação 
inicial da obra como reforço; (iii) a adequação da obra executada em relação ao que foi autorizado; e (iv) 
se for o caso, a motivação para a reclassificação, após consulta formal ao Ministério de Minas e Energia 
(MME) e garantidos a ampla defesa e o contraditório às transmissoras responsáveis pelas obras.
    Atendeu o            Atendeu o            Atendeu o            Atendeu o            Atendeu o        
    Critério 1?            Critério 2?            Critério 3?            Critério 4?            Critério 5?        
    Sim      Não      Sim      Não      Sim      Não      Sim      Não      Sim/NA*      Não  
№ Obras  NA      NA      392      21      271      142      410      3      413      0    
Percentual  --      --      95%      5%      66%      34%      99%      1%      100%      0%    

19. 
Assim, para as obras deste ciclo que cumpriram os demais critérios, entendo que a SCT 
deverá aplicar o Critério 1 e, em caso de não atendimento, instaurar processo específico de acordo com 
a determinação exarada pela Diretoria Colegiada na 21ª RPO. Como resultado desses processos, havendo 
a necessidade de reclassificação, eventuais repercussões na receita estabelecida devem ser consideradas 
no reajuste de receitas subsequente à decisão. 
20. 
Cabe esclarecer que, para os reforços que não tiveram a receita estabelecida neste ciclo, 
uma vez atendidos os critérios de avaliação, os adicionais de RAP podem ser estabelecidos no ciclo 
tarifário subsequente, de forma retroativa à entrada em operação comercial dos reforços, de acordo com 
o Proret e com o Módulo 3 das Regras de Transmissão. 
II.2 – Da aplicação do Banco de Preços de Referência 
21. 
Para a determinação dos investimentos utilizados no cálculo dos adicionais de RAP foi 
utilizado o Banco de Preços de Referência ANEEL (BPR ANEEL), atualizado pela Resolução Homologatória 
nº 2.514, de 2019, e pelo Despacho nº 2.869, de 2019. Destaca-se que foi disponibilizada a ferramenta 
Web do Sistema de Apoio ao Banco de Preços ANEEL – Transmissão, por meio do endereço eletrônico: 
http://bprsimulador.aneel.gov.br/. 
22. 
Nos casos de equipamentos que não constam do BPR ANEEL, foi utilizado o investimento 
informado pela transmissora, atualizado para a referência de junho de 2019, conforme metodologia 
apresentada no Submódulo 9.7 do Proret. 
23. 
Em relação ao adicional de periculosidade e insalubridade, o artigo 1º, parágrafo 5º, da 
Resolução Homologatória nº 2.514, de 2019, determina que, para fazer jus a esse adicional na valoração 
dos custos de obras civis, os agentes deverão apresentar as devidas justificativas calcadas em documentos 
oficiais. Dessa forma, o adicional foi aplicado apenas quando solicitado pela transmissora e somente para 
os itens nos quais existiam obras civis. 
24. 
Ademais, o Anexo II da Resolução Homologatória nº 2.514, de 2019, estabelece o 
tratamento para a aplicação do Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI). Como definido na norma, 
o IPI foi considerado no cálculo dos adicionais de RAP nos casos em que a transmissora apresentou as 
informações sobre a incidência do imposto.

25. 
Para o estabelecimento da receita, foram consideradas as descrições dos reforços contidas 
nas resoluções autorizativas e as informações encaminhadas pelas transmissoras. Em particular, na 
instalação de equipamentos, foram consideradas as obras civis e suportes, quando necessários, de acordo 
com os quantitativos médios do BPR ANEEL. Por sua vez, nas obras de substituição de equipamentos, as 
obras civis e suportes foram considerados somente quando informados como necessários pela 
transmissora. 
26. 
Quanto aos reforços de pequeno porte, a receita foi estabelecida em caráter provisório por 
meio dos valores referenciais do BPR ANEEL. Todavia, esses reforços geralmente estão associados a 
pequenas intervenções para instalação ou substituição de equipamentos (como disjuntores, 
transformadores de corrente ou potencial, painéis de proteção etc.) e dos componentes menores 
associados a esses equipamentos (cabo de potência, suporte e estrutura civil, entre outros), não 
formando uma unidade modular completa do BPR.  
27. 
Essa característica dos reforços de pequeno porte dificulta a aplicação da metodologia 
modular do Banco de Preços de Referência, uma vez que o escopo avaliado, em geral, não guarda relação 
com os quantitativos médios adotados pelo BRP ANEEL. 
28. 
Dessa forma, apesar da utilização do BPR ANEEL na definição da RAP provisória, a SCT 
recomendou que, para esses reforços que não constituem uma unidade modular, as receitas sejam 
revistas no processo de revisão das transmissoras, a partir da apuração do Valor Original Contábil (VOC) 
desses ativos, com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercial do reforço, nos termos 
do Proret e do Módulo 3 das Regras de Transmissão. 
29. 
Ainda quanto a esse aspecto, considero importante determinar que a SCT avalie os 
aprimoramentos necessários no Proret, a fim de refletir adequadamente os procedimentos adotados no 
estabelecimento das parcelas adicionais de RAP. 
II.3 – Dos procedimentos e metodologias para o estabelecimento de parcela adicional de RAP 
30. 
Os procedimentos e metodologias adotados no estabelecimento das parcelas adicionais de 
RAP atendem ao disposto no Submódulo 9.7 do Proret.

31. 
Vale ressaltar que, conforme definido no Submódulo 9.7, nos períodos entre revisões as 
receitas associadas 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. Além disso, eventuais diferenças decorrentes da revisão são 
consideradas na RAP das transmissoras em parcelas iguais até a revisão periódica subsequente. 
32. 
Importa ainda diferenciar os perfis de receita adotados no cálculo dos adicionais de RAP. 
Para as concessões abrangidas pelo Submódulo 9.1, cuja revisão periódica se dá sobre toda a base de 
ativos (RBSE, RPC, RBNI e RCDM), foi adotado o perfil decrescente no cálculo do adicional de RAP, 
conforme o item 10.2 do Submódulo 9.7. Por outro lado, para as concessões com revisão periódica apenas 
das parcelas RBNI e RCDM, foi adotado o perfil plano, conforme estabelecido no item 10.1 do mesmo 
submódulo. 
33. 
Por fim, em atendimento ao disposto na Portaria MME nº 318/GM, de 1° de agosto de 
2018, o adicional de RAP para os reforços foi estabelecido considerando o impacto positivo da aplicação 
do Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI), instituído pela Lei nº 
11.48810, de 15 de junho de 2007.  
II.4 – Dos resultados 
34. 
Como resultado da aplicação dos critérios de avaliação, do Banco de Preços de Referência 
ANEEL e dos procedimentos e metodologias vigentes, foram estabelecidos adicionais de RAP que 
totalizam R$ 19.630.736,71 (dezenove milhões, seiscentos e trinta mil, setecentos e trinta e seis reais e 
setenta e um centavos), a preços de junho de 2020. Isso representa um montante de investimento 
estimado de mais de R$ 136 milhões. 
35. 
A Tabela III, a seguir, apresenta os valores de investimento e de RAP calculados para os 
reforços, a preços de junho de 2020, a serem considerados no Ciclo Tarifário 2021-2022, por contrato de 
concessão. 
Tabela III – Valores de investimento e RAP estabelecidas para reforços autorizados sem estabelecimento 
prévio de RAP para o ciclo 2021-2022. 
 
10 Disponível em http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2007-2010/2007/lei/l11488.htm.

EMPRESA 
Contrato de 
Concessão 
RAP (R$) 
Investimento(R$) 
ATE III - ATE III TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A. 
001/2006 
- 
- 
BRASNORTE - Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 
003/2008 
- 
- 
CEEE-GT - Companhia Estadual de Geração e Transmissão 
de Energia Elétrica 
055/2001 
418.808,01 
2.681.603,45 
SITE - Serra de Ibiapaba Transmissora de Energia S.A. 
(CELEO) 
002/2018 
632.271,71 
4.888.657,85 
CELG G&T - Celg Geração e Transmissão S.A 
063/2001 
300.595,43 
1.868.707,66 
CEMIG-GT - CEMIG Geração e Transmissão S/A 
006/1997 
2.697.871,16 
15.949.577,08 
CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 
061/2001 
4.405.208,41 
28.919.875,46 
021/2010 
613.335,55 
4.741.411,92 
005/2012 
306.667,78 
2.370.705,96 
019/2012 
306.667,78 
2.370.705,96 
CIEN – Companhia de Interconexão Energética (ENEL) 
210/2011 
25.448,45 
138.128,17 
211/2011 
- 
- 
COPEL-GT - Copel Geração e Transmissão S.A. 
060/2001 
516.764,53 
3.956.096,59 
CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica 
Paulista 
059/2001 
724.887,56 
4.932.564,20 
ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A. 
058/2001 
- 
- 
ELETROSUL - Eletrosul Centrais Elétricas S/A 
057/2001 
1.062.595,47 
6.787.519,05 
004/2008 
31.668,61 
213.627,48 
005/2009 
21.136,46 
142.580,58 
004/2012 
64.529,58 
414.384,48 
EQUATORIAL TRANSMISSÃO 
048/2017 
1.973.615,59 
15.259.786,49 
INTESA - Integração Transmissora de Energia S/A 
(EQUATORIAL) 
002/2006 
73.689,45 
493.950,74 
EVOLTZ VI - Campos Novos Transmissora de Energia S.A. 
011/2007 
1.309.733,27 
10.194.290,94 
FURNAS - Furnas Centrais Elétricas S/A. 
034/2001 
- 
- 
062/2001 
1.614.322,50 
10.756.539,58 
IEPinheiros - Interligação Elétrica Pinheiros S.A. 
015/2008 
694.363,51 
5.367.972,42 
MRTE – Marechal Rondon Transmissora de Energia S.A 
(State Grid) 
010/2014 
1.334.586,48 
10.318.881,13 
SMTE - Serra da Mesa Transmissora de Energia S.A. (State 
Grid) 
003/2006 
- 
- 
SPTE - Serra Paracatu Transmissora de Energia Ltda. (State 
Grid) 
007/2007 
- 
- 
TAESA - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A 
097/2000 
339.890,38 
2.745.449,89 
002/2002 
116.179,68 
746.061,53 
081/2002 
- 
- 
003/2004 
- 
- 
EATE - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia 
S/A (TBE) 
042/2001 
23.575,58 
151.393,35 
ENTE - Empresa Norte de Transmissão de Energia S/A 
(TBE) 
085/2002 
22.323,78 
143.354,77 
TRANSIRAPÉ - Companhia Transirapé de Transmissão 
(TBE) 
012/2005 
- 
- 
Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. – TSLE 
020/2012 
- 
- 
Total 
19.630.736,71 
136.553.826,74
EMPRESA      Contrato de    RAP (R$)      Investimento(R$)    
      Concessão              
ATE III - ATE III TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.    001/2006      -      -    
BRASNORTE - Brasnorte Transmissora de Energia S.A.    003/2008      -      -    
CEEE-GT - Companhia Estadual de Geração e Transmissão
de Energia Elétrica    055/2001      418.808,01      2.681.603,45    
SITE - Serra de Ibiapaba Transmissora de Energia S.A.
(CELEO)    002/2018      632.271,71      4.888.657,85    
CELG G&T - Celg Geração e Transmissão S.A    063/2001      300.595,43      1.868.707,66    
CEMIG-GT - CEMIG Geração e Transmissão S/A    006/1997      2.697.871,16      15.949.577,08    
CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco    061/2001      4.405.208,41      28.919.875,46    
    021/2010      613.335,55      4.741.411,92    
    005/2012      306.667,78      2.370.705,96    
    019/2012      306.667,78      2.370.705,96    
CIEN – Companhia de Interconexão Energética (ENEL)    210/2011      25.448,45      138.128,17    
    211/2011      -      -    
COPEL-GT - Copel Geração e Transmissão S.A.    060/2001      516.764,53      3.956.096,59    
CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica
Paulista    059/2001      724.887,56      4.932.564,20    
ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A.    058/2001      -      -    
ELETROSUL - Eletrosul Centrais Elétricas S/A    057/2001      1.062.595,47      6.787.519,05    
    004/2008      31.668,61      213.627,48    
    005/2009      21.136,46      142.580,58    
    004/2012      64.529,58      414.384,48    
EQUATORIAL TRANSMISSÃO    048/2017      1.973.615,59      15.259.786,49    
INTESA - Integração Transmissora de Energia S/A
(EQUATORIAL)    002/2006      73.689,45      493.950,74    
EVOLTZ VI - Campos Novos Transmissora de Energia S.A.    011/2007      1.309.733,27      10.194.290,94    
FURNAS - Furnas Centrais Elétricas S/A.    034/2001      -      -    
    062/2001      1.614.322,50      10.756.539,58    
IEPinheiros - Interligação Elétrica Pinheiros S.A.    015/2008      694.363,51      5.367.972,42    
MRTE – Marechal Rondon Transmissora de Energia S.A
(State Grid)    010/2014      1.334.586,48      10.318.881,13    
SMTE - Serra da Mesa Transmissora de Energia S.A. (State
Grid)    003/2006      -      -    
SPTE - Serra Paracatu Transmissora de Energia Ltda. (State
Grid)    007/2007      -      -    
TAESA - Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A    097/2000      339.890,38      2.745.449,89    
    002/2002      116.179,68      746.061,53    
    081/2002      -      -    
    003/2004      -      -    
EATE - Empresa Amazonense de Transmissão de Energia
S/A (TBE)    042/2001      23.575,58      151.393,35    
ENTE - Empresa Norte de Transmissão de Energia S/A
(TBE)    085/2002      22.323,78      143.354,77    
TRANSIRAPÉ - Companhia Transirapé de Transmissão
(TBE)    012/2005      -      -    
Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. – TSLE    020/2012      -      -    
  Total          19.630.736,71      136.553.826,74  

III – DIREITO  
36. 
O encaminhamento proposto está fundamentado nos seguintes dispositivos legais e 
normativos: (i) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; (ii) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; (iii) Lei 
nº 9.648, de 27 de maio de 1998; (iv) Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007; (v) Lei nº 12.783, de 11 de 
dezembro de 2013; (vi) Decreto nº 1.717, de 24 de novembro de 1995; (vii) Decreto nº 2.335, de 6 de 
outubro de 1997; (viii) Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998; (ix) Portaria MME nº 318/GM, de 1º de 
agosto de 2018; (x) Portaria MME nº 215, de 11 de maio de 2020; (xi) Resoluções Normativas nº 67 e nº 
68, ambas de 8 de junho de 2004; (xii) Resolução Normativa ANEEL nº 905, de 8 de dezembro de 2020; e 
(xiii) Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret). 
 
IV – DISPOSITIVO 
37. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.000675/2021-87, voto por: 
(i) 
APROVAR a emissão de resolução homologatória, conforme minuta anexa, que 
estabelece as parcelas de RAP referentes a reforços autorizados sem 
estabelecimento prévio de receita, nos termos do Módulo 3 das Regras de 
Transmissão, a serem consideradas no reajuste anual de receita das concessionárias 
de transmissão – Ciclo Tarifário 2021-2022; 
(ii) 
ESTABELECER que, para os reforços que não constituem uma unidade modular, as 
parcelas de RAP de que trata o item (i) poderão ser revistas no processo de revisão 
das transmissoras a partir da apuração do Valor Original Contábil (VOC) dos ativos, 
com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercial, nos termos do 
Módulo 3 das Regras de Transmissão; 
(iii) DETERMINAR que a SCT aplique o Critério 1 aos reforços com adicional de RAP 
homologados no item (i) e instaure processos específicos para tratar daqueles que

não atenderem exclusivamente a esse critério, a fim de identificar: (iii.a) a qualidade 
da informação prestada pela transmissora para o planejamento setorial; (iii.b) a 
motivação do ONS para a classificação inicial da obra como reforço; (iii.c) a 
adequação da obra executada em relação ao que foi autorizado; e (iii.d) se for o caso, 
a motivação para a reclassificação, após consulta formal ao MME e garantidos a 
ampla defesa e o contraditório às transmissoras responsáveis pelas obras; e 
(iv) DETERMINAR que a SCT avalie os aprimoramentos necessários no Proret, com o 
objetivo de refletir adequadamente os procedimentos adotados no estabelecimento 
das parcelas adicionais de RAP. 
Brasília, 6 de julho de 2021. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
ELISA BASTOS SILVA 
Diretora